SA520411565B1 - طريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الأرض باستخدام تركيب مائع حفر يتضمن نترات النحاس - Google Patents
طريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الأرض باستخدام تركيب مائع حفر يتضمن نترات النحاس Download PDFInfo
- Publication number
- SA520411565B1 SA520411565B1 SA520411565A SA520411565A SA520411565B1 SA 520411565 B1 SA520411565 B1 SA 520411565B1 SA 520411565 A SA520411565 A SA 520411565A SA 520411565 A SA520411565 A SA 520411565A SA 520411565 B1 SA520411565 B1 SA 520411565B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- hydrogen sulfide
- fluid
- formation
- drilling
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 266
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 192
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 125
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 89
- XTVVROIMIGLXTD-UHFFFAOYSA-N copper(II) nitrate Chemical compound [Cu+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O XTVVROIMIGLXTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 claims abstract description 55
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 117
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 117
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 14
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 14
- JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-triazine Chemical compound C1=CN=NN=C1 JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 12
- OMZSGWSJDCOLKM-UHFFFAOYSA-N copper(II) sulfide Chemical compound [S-2].[Cu+2] OMZSGWSJDCOLKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 11
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 8
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims description 2
- 102100026933 Myelin-associated neurite-outgrowth inhibitor Human genes 0.000 claims 2
- IJJWOSAXNHWBPR-HUBLWGQQSA-N 5-[(3as,4s,6ar)-2-oxo-1,3,3a,4,6,6a-hexahydrothieno[3,4-d]imidazol-4-yl]-n-(6-hydrazinyl-6-oxohexyl)pentanamide Chemical compound N1C(=O)N[C@@H]2[C@H](CCCCC(=O)NCCCCCC(=O)NN)SC[C@@H]21 IJJWOSAXNHWBPR-HUBLWGQQSA-N 0.000 claims 1
- 241001093575 Alma Species 0.000 claims 1
- 241000511343 Chondrostoma nasus Species 0.000 claims 1
- 241001417527 Pempheridae Species 0.000 claims 1
- 241001479493 Sousa Species 0.000 claims 1
- JOIQWZPMQOLTHQ-UHFFFAOYSA-N [N+](=O)([O-])[O-].[Cu+2].[N+](=O)([O-])[O-].[Cu+2] Chemical compound [N+](=O)([O-])[O-].[Cu+2].[N+](=O)([O-])[O-].[Cu+2] JOIQWZPMQOLTHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 claims 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 74
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 15
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 14
- -1 copper selenite copper oxide copper hydroxide Chemical compound 0.000 description 14
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 11
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 11
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 10
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 8
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 8
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 description 8
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 7
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 7
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 6
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- GEZOTWYUIKXWOA-UHFFFAOYSA-L copper;carbonate Chemical compound [Cu+2].[O-]C([O-])=O GEZOTWYUIKXWOA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 4
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 150000003918 triazines Chemical class 0.000 description 4
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N Benzyl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CC=C1 WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 229920001448 anionic polyelectrolyte Polymers 0.000 description 3
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 229940116318 copper carbonate Drugs 0.000 description 3
- IKUPISAYGBGQDT-UHFFFAOYSA-N copper;dioxido(dioxo)molybdenum Chemical compound [Cu+2].[O-][Mo]([O-])(=O)=O IKUPISAYGBGQDT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L iron(ii) gluconate Chemical compound [Fe+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L 0.000 description 3
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 3
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 3
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxybenzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940100484 5-chloro-2-methyl-4-isothiazolin-3-one Drugs 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L Zinc carbonate Chemical compound [Zn+2].[O-]C([O-])=O FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229940050410 gluconate Drugs 0.000 description 2
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 2
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 2
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LXCFILQKKLGQFO-UHFFFAOYSA-N methylparaben Chemical compound COC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 LXCFILQKKLGQFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229910052605 nesosilicate Inorganic materials 0.000 description 2
- VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N norethisterone Chemical compound O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 2
- 239000000575 pesticide Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229910052615 phyllosilicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 2
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 2
- 239000011667 zinc carbonate Substances 0.000 description 2
- 235000004416 zinc carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000010 zinc carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003752 zinc compounds Chemical class 0.000 description 2
- LKLLNYWECKEQIB-UHFFFAOYSA-N 1,3,5-triazinane Chemical compound C1NCNCN1 LKLLNYWECKEQIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000000182 1,3,5-triazines Chemical class 0.000 description 1
- TUSDEZXZIZRFGC-UHFFFAOYSA-N 1-O-galloyl-3,6-(R)-HHDP-beta-D-glucose Natural products OC1C(O2)COC(=O)C3=CC(O)=C(O)C(O)=C3C3=C(O)C(O)=C(O)C=C3C(=O)OC1C(O)C2OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 TUSDEZXZIZRFGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MXYOPVWZZKEAGX-UHFFFAOYSA-N 1-phosphonoethylphosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(C)P(O)(O)=O MXYOPVWZZKEAGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 2-[3,5-bis(2-hydroxyethyl)-1,3,5-triazinan-1-yl]ethanol Chemical compound OCCN1CN(CCO)CN(CCO)C1 HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QFXNFQVXKNDWEM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylic acid;phosphoric acid;hydrochloride Chemical compound Cl.OP(O)(O)=O.OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O QFXNFQVXKNDWEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WEBYTKYOQHOCCX-UHFFFAOYSA-N 3-ethylnonane-1,2,3-triol 1-phenoxyethanol Chemical compound C(C)C(O)(C(O)CO)CCCCCC.O(C1=CC=CC=C1)C(C)O WEBYTKYOQHOCCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N Bronopol Chemical compound OCC(Br)(CO)[N+]([O-])=O LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000005750 Copper hydroxide Substances 0.000 description 1
- JJLJMEJHUUYSSY-UHFFFAOYSA-L Copper hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Cu+2] JJLJMEJHUUYSSY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N Copper oxide Chemical compound [Cu]=O QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005751 Copper oxide Substances 0.000 description 1
- 229910017610 Cu(NO3) Inorganic materials 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001263 FEMA 3042 Substances 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 240000008415 Lactuca sativa Species 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 1
- LRBQNJMCXXYXIU-PPKXGCFTSA-N Penta-digallate-beta-D-glucose Natural products OC1=C(O)C(O)=CC(C(=O)OC=2C(=C(O)C=C(C=2)C(=O)OC[C@@H]2[C@H]([C@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)O2)OC(=O)C=2C=C(OC(=O)C=3C=C(O)C(O)=C(O)C=3)C(O)=C(O)C=2)O)=C1 LRBQNJMCXXYXIU-PPKXGCFTSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 235000017343 Quebracho blanco Nutrition 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- PAPXJHQXKMWFBE-UHFFFAOYSA-N S.O=S Chemical compound S.O=S PAPXJHQXKMWFBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000065615 Schinopsis balansae Species 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007983 Tris buffer Substances 0.000 description 1
- RAOSIAYCXKBGFE-UHFFFAOYSA-K [Cu+3].[O-]P([O-])([O-])=O Chemical compound [Cu+3].[O-]P([O-])([O-])=O RAOSIAYCXKBGFE-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- CBXOEWNRYOSZTE-UHFFFAOYSA-N [Na].P Chemical compound [Na].P CBXOEWNRYOSZTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000019445 benzyl alcohol Nutrition 0.000 description 1
- 230000000853 biopesticidal effect Effects 0.000 description 1
- 229960003168 bronopol Drugs 0.000 description 1
- 239000013590 bulk material Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910000281 calcium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- DHNRXBZYEKSXIM-UHFFFAOYSA-N chloromethylisothiazolinone Chemical compound CN1SC(Cl)=CC1=O DHNRXBZYEKSXIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229910001956 copper hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000431 copper oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- FTXJFNVGIDRLEM-UHFFFAOYSA-N copper;dinitrate;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Cu+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O FTXJFNVGIDRLEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VMKYLARTXWTBPI-UHFFFAOYSA-N copper;dinitrate;hydrate Chemical class O.[Cu+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O VMKYLARTXWTBPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXTLQDJHRPXDSB-UHFFFAOYSA-N copper;dinitrate;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Cu+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O SXTLQDJHRPXDSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 150000001940 cyclopentanes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052607 cyclosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 210000000981 epithelium Anatomy 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 229960001617 ethyl hydroxybenzoate Drugs 0.000 description 1
- 239000004403 ethyl p-hydroxybenzoate Substances 0.000 description 1
- 235000010228 ethyl p-hydroxybenzoate Nutrition 0.000 description 1
- NUVBSKCKDOMJSU-UHFFFAOYSA-N ethylparaben Chemical compound CCOC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 NUVBSKCKDOMJSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000004222 ferrous gluconate Substances 0.000 description 1
- 235000013924 ferrous gluconate Nutrition 0.000 description 1
- 229960001645 ferrous gluconate Drugs 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000002223 garnet Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- ZCTXEAQXZGPWFG-UHFFFAOYSA-N imidurea Chemical compound O=C1NC(=O)N(CO)C1NC(=O)NCNC(=O)NC1C(=O)NC(=O)N1CO ZCTXEAQXZGPWFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052610 inosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 235000004213 low-fat Nutrition 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000004292 methyl p-hydroxybenzoate Substances 0.000 description 1
- 235000010270 methyl p-hydroxybenzoate Nutrition 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002216 methylparaben Drugs 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002790 naphthalenes Chemical class 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- HLNRBHDRGMNBEG-UHFFFAOYSA-N nitrous acid Chemical compound ON=O.ON=O HLNRBHDRGMNBEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004762 orthosilicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 1
- 150000004686 pentahydrates Chemical class 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 229910000279 potassium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 235000012045 salad Nutrition 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M sodium chlorite Chemical compound [Na+].[O-]Cl=O UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960002218 sodium chlorite Drugs 0.000 description 1
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019982 sodium hexametaphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052606 sorosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 150000003450 sulfenic acids Chemical class 0.000 description 1
- BUUPQKDIAURBJP-UHFFFAOYSA-N sulfinic acid Chemical compound OS=O BUUPQKDIAURBJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000020238 sunflower seed Nutrition 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- LRBQNJMCXXYXIU-NRMVVENXSA-N tannic acid Chemical compound OC1=C(O)C(O)=CC(C(=O)OC=2C(=C(O)C=C(C=2)C(=O)OC[C@@H]2[C@H]([C@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)O2)OC(=O)C=2C=C(OC(=O)C=3C=C(O)C(O)=C(O)C=3)C(O)=C(O)C=2)O)=C1 LRBQNJMCXXYXIU-NRMVVENXSA-N 0.000 description 1
- 229920002258 tannic acid Polymers 0.000 description 1
- 229940033123 tannic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000015523 tannic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 150000007970 thio esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000003555 thioacetals Chemical class 0.000 description 1
- 125000002813 thiocarbonyl group Chemical group *C(*)=S 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- GWIKYPMLNBTJHR-UHFFFAOYSA-M thiosulfonate group Chemical group S(=S)(=O)[O-] GWIKYPMLNBTJHR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000699 topical effect Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
- NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L zinc sulfate Chemical compound [Zn+2].[O-]S([O-])(=O)=O NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
- C09K8/532—Sulfur
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
يتعلق الاختراع الحالي بتركيب مائع حفر يتضمن مائع قاعدي مائي، معدِّل لزوجة، ومادة كاسحة لـكبريتيد الهيدروجين Hydrogen Sulfide تتضمن نترات النحاس copper nitrate، حيث يكون لتركيب مائع الحفر قدرة امتصاص كبريتيد الهيدروجين تقدر بحوالي 4.0 الى حوالي 6.0 جرام لكل ملليلتر واحد من تركيب مائع الحفر؛ وتم توفير طريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الارض باستخدامها. تم ايضاً تقديم تجسيدات مختلفة لتركيب مائع الحفر والطريقة. (الشكل 3)
Description
طريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الأرض باستخدام تركيب مائع حفر يتضمن نترات النحاس METHOD OF DRILLING A SUBTERRANEAN GEOLOGICAL FORMATION WITH A DRILLING FLUID COMPOSITION COMPRISING COPPER NITRATE الوصف الكامل خلفية الاختراع يتعلق الاختراع الحالي بطريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الارض باستخدام تركيب مائع حفر يشتمل على مائع le قاعدي ¢ dag) Je ¢ ومادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين يتضمن نترات النحاس .copper nitrate يهدف وصف "لخلفية التقنية" أدناه هنا إلى عرض سياق الاختراع الحالي بشكل عام. لا يعتبر عمل المخترعين المذكورين حاليا إلى الحد الموصوف في قسم الخلفية التقنية هذاء بالإضافة إلى جوانب الوصف التي قد لا تعتبر مؤهلة كتقنية سابقة وقت الإيداع؛ بأنه إقرار صريح أو ضمني كتقنية سابقة مقابلة للاختراع الحالي. كبريتيد الهيدروجين Hydrogen sulfide هو غاز ضار عديم اللون؛ مسبب (JST 0 وسامء وقابل للذوبان في الماء والكحول cally ينشاً كبريتيد الهيدروجين عادة من مصادر جيولوجية أو مصادر بكتيرية Yaro (M.K.; Mohammed (Amosa] نا «S.A 2010« (NAFTA (Sulfide Scavengers in Oil and Gas Industry — A Review 61 (2010)]. إنه غاز يتكون بشكل طبيعي ويمكن العثور عليه في مستودعات lll وتيارات الهيدروكريونات؛ والمياه؛ والكبريت السائل؛ وغيرها. W. 1974 King] .جا 125 Taking «June 3 (from Liquid Sulfur — Why and How.
The Oil and Gas Journal 15 1974[ بدلاً من ذلك؛ يتم إنتاج كبريتيد الهيدروجين من خلال العمليات الميكروبيولوجية؛ على سبيل المثال» اختزال الكبريتات بواسطة بكتيريا اختزال الكبريتات Sulfate-Reducing .(SRBs) Bacterium
نظرًا لوجود كبريتيد الهيدروجين في التكوينات الجيولوجية؛ يتم إنتاج كبريتيد الهيدروجين and (Z. JJiashen] عمليات الحفرء وخاصة اثناء حفر المكامن الحمضية ol عمومًا Control of Corrosion by Inhibitors in Drilling Muds Z. 1993 «Jingmao .[49(2): 170-174 «Corrosion «Containing High Concentration of 5
ISB يؤدي وجود كبربتيد الهيدروجين حتى عند التركيزات المنخفضة عمومًا إلى حدوث 5 ومينديز وآخرون بشكل (Og Aly كين cg Aly موضعي وتصدع ناجم عن الإجهاد. وضح ستيفنز
Iron ash الهيدروجين» وقد ay يتشكل بسبب وجود iron sulfide amy منفصل أن
Stevens, R., Ke, M., Javora, 0. H., and Qi, Q. [ بسد أنابيب الإنتاج sulfide 2004. Oilfield Environment-Induced Stress Corrosion Cracking of CRAs in
Completion Brines. Society of Petroleum Engineers, doi:10.2118/90188- 0
MS; Kane, Russell D., Greer, J. Brison. 1977, Sulfide Stress Cracking of
High-Strength Steels in Laboratory and Oilfield Environments. Journal of
Petroleum Technology 29(11): 1483-1488; Menendez et al. 2011. New
Method for Assessing Corrosion under Iron Sulfide Deposits and .[CO2/H2S Conditions, Paper 11265, Corrosion Conference Proceedings 5 لذلك» يجب إزالة كبربتيد الهيدروجين أو على الأقل يجب تقليل تركيزه إلى قيمة معينة مقبولة
Kembaiyan, [ لتجنب تلف أنابيب الآبار وخطوط الأنابيب والصمامات والمنشآت التصريفية
K.T. and Keshavan, K. 1995, Combating severe fluid erosion and corrosion of drill bits using thermal spray coatings, Wear 186-187(2): 487-492, doi:10.1016/0043-1648(95)07142-3; Grondin, G.Y. and 0
Kulak, G.L. 1994. Fatigue Testing of Drillpipe, SPE Drill & Comp. 9(2): 95-102, SPE-24224-PA; Tarver, G.A. and Dasgupta, P.K. 1995, Design and development of a system to measure ambient levels of hydrogen- sulfide and lower mercaptans from a mobile platform. Atmospheric في دراسات منفصلة؛ كشف نجوين وأآخرون. [Environment, 29 (11): 1291-1298 25
وتشن وآخرون. أن كبريتيد الهيدروجين يحفز امتصاص الهيدروجين للفولاذ. مما يسهل التصدع
Nguyen, P.T., Pham, V.H., Hoang, D.T., and Cao, |] الناجم عن إجهاد الكبريتيد
M.L. 2001, Study of Corrosion Control Effect of H2S Scavengers in
Multiphase Systems, Paper SPE 65399; Chen, C. and Huang, W. 1986, .JA Study of Sulfide Scavenger, Paper SPE 14859 5 scavengers من بين أكثر كاسحات Triazines glyoxal تعد تريازينات جليوكسال
Bakke, J. M.; Buhaug, J. 8. [ الهيدروجين شيوعًا في صناعات النفط والغاز aS 2004, Hydrogen Sulfide Scavenging by 1,3,5-Triazines, Comparison of the Rate of Reaction. Ind. Eng. Chem. Res., 43(9): 1962-1965;
Bedtford, C. T.; Fallah, A.; Mentzer, E.; Williamson, 1992, The first 10 characterization of a glyoxal-hydrogen sulfide adduct, J. Chem. Soc. ومع ذلك؛ فإن استخدام هذه الكاسحات ([Chem. Commun. 1992 (15): 1035-1036 قد لا يكون مفيدًا. فعلى سبيل المثال؛ ذكر تايلور وآخرون أنه يمكن تشكيل المواد الصلبة «G.N. كمادة مضافة لكسح كبريتيد الهيدروجين [18/101؛ triazines المستعصية عند استخدام
Structural elucidation of the solid byproduct كا (2011) «and Matherly 15 from the use of 1,3,5-tris(hydroxyalkyl) hexahydro—s-triazine based من [hydrogen sulfide scavengers. Ind. Eng. Chem. Res. 50:735-740
Lehrer, S., Jovancicevic, V., Braman, S. ] ناحية اخرى»؛ قد كشف ليهرير ومعاونيه
C., 5005, L., Macleod, J., &Kurrasch, J., 2015, New Hydrogen Sulfide
Scavenger Development for Downhole Mixed Production Applications - 20
Lab and Field Data, Society of Petroleum Engineers, توفر تفاعلات glyoxal وكاسحات triazines أن مركبات [doi:10.2118/173788-MS triazines بطيئة عند استخدامها في تطبيقات الحقن في قاع البئثر. كما ذكر انه كلا من مركبات بسبب «ull لا تعد كاسحات لكبريتيد الهيدروجين مناسبة لتطبيقات الحقن في قاع glyoxal و فإنها تميل بدرجة كبيرة الى تشكيل قشور. triazines dlls المنخفض؛ وفي hall الثبات 5
بالإضافة إلى ذلك؛ فقد أوضحت Madsen, H.T., 2011, Investigation of [ Madsen Fouling Formation during H2S Scavenging with 1,3,5-tri—(2- hydroxyethyl)-hexahydro-s-triazine, Master’s Thesis, Aalborg University, [June 2011 انه يمكن تشكيل ألكيلامينات alkylamines أثناء التحلل المائي لل triazine 5 ويتسبب تكوين alkylamines في قفزة مفاجئة في درجة حموضة مائع الحفرء الأمر الذي قد يؤدي إلى عدد من المشكلات في عمليات التصريف مثل الإنتاج وعمليات التكرير وما إلى ذلك بسبب ترسب القشور. وقام ليهرير وآخرون بتطوير مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين تقوم على مركبات عضوية من أحماض المعادن؛ لا تكون قشور ومتوافقة مع معظم المعادن» والمطاط الصناعيء والبلاستيك [Lehrer, S., Jovancicevic, V., Braman, S.
C., 5005, L., Macleod, J., & 10 Kurrasch, J., 2015, New Hydrogen Sulfide Scavenger Development for Downhole Mixed Production Applications — Lab and Field Data, Society of [Petroleum Engineers, doi:10.2118/173788-MS وقد وجد ان مركبات الزنك مثل أكسيد الزنك zinc oxide أو كريونات الزنك zinc carbonate فعالة عند استخدامها كمواد مضافة لكسح كبربتيد الهيدروجين. وعند مستويات درجة الحموضة التي تزيد عن 10 فإنه من الممكن لكاسحات الزنك الصلب أن تؤثر على الخواص التميعية والترشيح لسائل الحفر. نتيجة لذلك؛ يمكن تشكيل الزنكات zincate وإطلاق كريونات Garrett, R.
L., Clark, R.
K., Carney, L.
L., & Grantham, C.
K., [ carbonate Chemical Scavengers for Sulfides in Water—Base Drilling Fluids, ,1979 [Journal of Petroleum Technology, 31(6): pp. 787-796 0 ويتمثل أحد العيوب الرئيسية لاستخدام كاسحات الزنك في المخاوف البيئية المحتملة التي تتعلق باستخدام المركبات التي تحتوي على الزنك. في دراسة منفصلة؛ كشف ديفيدسون وآخرون. [ Davidson, E., Hall, J., & Temple, C., An Environmentally Friendly Highly Effective Hydrogen Sulfide ,2004 Scavenger for Drilling Fluids, SPE Drilling & Completion, 19(4): 229 - 5
of [234 غلوكونات الحديد 200-9000816 يعتبر مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين صديقة للبيئة في موائع الحفر. ومع ذلك» أظهر دوجر وآخرون. [ Dugar, A.
A., & Villalobos, M. J., 2013, Case History: Using Triazine Efficiently to Scavenge Hydrogen [Sulfide in Coiled Tubing drilling Operations, Paper SPE 166761 أن الكاسحات القائمة على ترايازن triazine لا تزال أفضل من iron—gluconate في إزالة كبريتيد الهيدروجين» نظراً لأن الكاسحات القائمة على triazine يمكن ان تقوم بإزالة ضعف كمية كبربتيد الهيدروجين مقارنةً ب dron—gluconate وبالتالي فإن التكلفة الإجمالية لعملية All) كبربتيد الهيدروجين تقل بشكل كبير عند استخدام الكاسحات القائمة على triazine بدلاً من iron— .gluconate 10 توصل ليشونغ وآخرون. [ Lizhong et al., 1980, American Drilling Handbook, [trans. ©. (Petroleum Industry Press إلى أنه من أجل حماية أنبوب الحفر في بيئة تحتوي على 125 فإنه يجب على درجة حموضة مائع الحفر أن تكون el من 12؛ ويجب أيضًا أن يكون هناك sale كاسحة لكبربتيد الهيدروجين ومثبط عضوي في مائع الحفر. بالإضافة إلى ذلك؛ فقد كشف Wendt R.P., 1979, Control of Hydrogen Sulfide by [ Wendt [Alkalinity may be Dangerous to your Health, Pet.
Eng.
Intl. 5 انه عند الحفاظ على درجة الحموضة في سائل الحفر عند قيمة أعلى من 10 فإنه من الممكن التحكم بشكل فعال في إطلاق كبريتيد الهيدروجين؛ نظراً لأن جزءًا كبيرًا من مركبات الكبريتيد تكون في شكل أيوني وليس في شكل تساهمي LS) في كبربتيد الهيدروجين). اظهر براوننج وآخرون. (براءة الاختراع الأمريكية 3,928,211) أن المركبات Jie 0 كربونات النحاس Copper carbonate وكربونات الزنك ZINC carbonate وهيدروكسيد الزنك Zine hydroxide يمكن أن تقلل من الكبريتيد الاولي القابل للذويان من حوالي 1120 a في المليون إلى حوالي 50 gia في المليون. استخدم Sunde و01560 أملاح الحديد ثنائية التكافؤ لإزالة كبريتيد الهيدروجين في طين الحفر (براءة الاختراع الأمريكية 6,365,053). ولقد أظهروا أن الحديد ثنائي «GASH عند وجوده في طين الحفر؛ يمكن أن يمتص 0.1 إلى 1000 5 جزء في المليون من كبريتيد الهيدروجين في درجة حرارة الغرفة. استخدم Wagner 5 Dyke
(براءة الاختراع الأمريكية 3,506,572( copper carbonate و hydrogen peroxide لإزالة كبريتيد الهيدروجين من التيارات الغازية. في ضوءٍ ما سبق؛ تتمثل أحد أهداف الاختراع الحالي في توفير تركيب مائع حفر يتضمن مائع قاعدي مائي؛ معدل لزوجة؛ ومادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين تشتمل على copper jig nitrate 5 وجود copper nitrate قدرة امتصاص كبربتيد الهيدروجين عالية لتركيب Ble الحفر دون التأثير بشكل جوهري على الخصائص التميعية لتركيب مائع الحفر. يتعلق أحد الاهداف الأخرى للاختراع الحالي بطريقة حفر تكوين جيولوجي تحت الأرض باستخدام تركيب مائع الحفر وإزالة كبريتيد الهيدروجين المتكون أو المنتج أثناء الحفر أو التكسير. الوصف العام للاختراع Gy 0 لجانب أول؛ يتعلق الاختراع الحالي بتركيب مائع حفرء بما في ذلك (i مائع قاعدي مائي؛ ب) معدل لزوجة؛ ج) sale كاسحة لكبريتيد الهيدروجين تتضمن .copper nitrate فى أحد التجسيدات؛ تتكون المادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين من .copper nitrate فى أحد التجسيدات؛ تشتمل sale كاسحة لكبريتيد الهيدروجين Waal على مركب واحد على الأقل يحتوي على النحاس Ally يتم اختياره من المجموعة التي تتكون من كبريتات النحاس copper sulfate 5 موليبدات النحاس copper molybdate سيلينيت النحاس «copper selenite أكسيد التنحاس «copper oxide هيدروكسيد التحاس «copper hydroxide هاليد التحاس ccopper halide وهيدراتها. فى أحد التجسيدات ¢ تكون المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين موجودة فى تركيب مائع الحفر بتركيز كتلي يتراوح من 0.29 إلى 57.06 كغم/متر مكعب (0.1 إلى 20 رطلاً لكل برميل) من 0 تركيب مائع الحفر. في أحد التجسيدات؛ يكون المائع القاعدي المائي aqueous base fluid هو ماء البحر. في أحد التجسيدات؛ يكون لتركيب مائع الحفر قدرة امتصاص كبربتيد الهيدروجين تتراوح من 4.0 إلى 6.0 غرام لكل ملليلتر واحد من تركيب مائع الحفر.
في أحد التجسيدات؛ يشتمل تركيب wile الحفر على نقطة خضوع تتراوح من 73.2 إلى 97.6
كغم / متر مربع (15 إلى 20 رطل / 100 قدم مريع)؛ عند درجة حرارة تتراوح من 20 إلى 60
درجة مثوية.
في أحد التجسيدات»؛ يكون لتركيب مائع الحفر لزوجة لدنة تتراوح من 6 إلى 12 سنتي بودزء عند
درجة حرارة تتراوح من 20 إلى 60 درجة مئوية.
في أحد التجسيدات؛ يكون لتركيب مائع الحفر نسبة نقطة خضوع إلى لزوجة لدنة تتراوح من 1.5:
1 إلى 3.0: 1 عند درجة حرارة تتراوح من 20 إلى 60 درجة مئوية.
في أحد التجسيدات؛ يكون لتركيب مائع الحفر قوة هلام عند عشر ثواني تتراوح من 0.0976 إلى
9 كغم/متر مريع (2.0 إلى 6.0 رطل / 100 قدم مريع)؛ وقوة هلام عند عشر دقائق تتراوح 0 من 0.144 إلى 0.364 كغم/متر مريع (3.0 إلى 8.0 رطل / 100 قدم مريع)» عند درجة حرارة
تتراوح من 20 إلى 60 درجة مئوية.
في أحد التجسيدات؛ يشتمل تركيب مائع الحفر أيضًا على مادة مضافة واحدة على الأقل مختارة
من المجموعة التي تتكون من عامل للتحكم في تسرب السائل؛ وعامل «weighting agent Jui dubricant مزلّق thickener مغلظ «deflocculant ab xl antiscalant مانع ترسب «crosslinker للريط التقاطعى sal « anionic polyelectrolyte gal متعدد الإلكتروليت 15 interfacial tension مخفض للتوتر السطحى buffer منظمة sale breaker كسارة
.biocide ومبيدات حيوية reducer
في أحد التجسيدات؛ يكون تركيب مائع الحفر غير قابل للاشتعال.
lad Gag ثاني » يتعلق ١ لاختراع الحالي بطريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الأرض؛ تتضمن: (1) تحربك لقمة حفر لتشكيل حفرة البئثر في التكوين الجيولوجي تحت الارض وبالتالي يتم إنتاج
مائع التكوين الذي يحتوي على كبربتيد الهيدروجين» ب) حقن تركيب wile الحفر في التكوين
الجيولوجي تحت الارض من خلال حفرة «Jill حيث يشتمل تركيب مائع الحفر على أ) مائع
قاعدي مائي؛ ب) معدل لزوجة «viscosifier ج) مادة كاسحة لكبربتيد الهيدروجين تشتمل على
«copper nitrate وحيث يتفاعل cOpper nitrate الموجود في تركيب مائع الحفر مع كبربتيد الهيدروجين الموجود في مائع التكوين لتكوين .copper sulfide فى أحد التجسيدات؛ تكون حفرة ull حفرة بئر أفقية أو متعددة الجوانب. فى أحد التجسيدات»؛ تكون درجة حرارة حفرة Ad) فى حدود 50 إلى 200 درجة gic 5 في أحد التجسيدات» تحتوي حفرة ill على أنبوب تبطين 085179 مصنوع من معدن واحد على
الأقل تم اختياره من المجموعة Al تتكون من الفولاذ المقاوم للصداً stainless steel والألومنيوم 0 والتيتانيوم 0185017 حيث لا يزيد معدل التأكل لانبوب التبطين عن 0.00293 كغم/متر مريع )0.0006 رطل/قدم مريع) بعد 6 ساعات من ملامسة تركيب مائع الحفر. في أحد التجسيدات؛ لا يزيد معدل التأكل لانبوب التبطين عن 0.0041 كغم /متر gre
0 (0.00084 رطل/قدم مريع) بعد 24 ساعة من ملامسة تركيب مائع الحفر. في أحد التجسيدات؛ يتم إنتاج مائع التكوين لمدة ساعة واحدة على الأقل ولكن لا تزيد عن 4 ساعات؛ بحيث لا يزيد تركيز كبربتيد الهيدروجين في مائع التكوين عن 40 جزءٍ في المليون. في أحد التجسيدات؛ تتضمن الطريقة أيضًا جريان تركيب مائع الحفر داخل حفرة البثر لمدة 30 دقيقة على الأقل ولكن ليس أكثر من 3 ساعات؛ بعد الحقن.
في أحد التجسيدات» تشتمل الطريقة Wal على (1) استرجاع copper sulfide من تركيب مائع الحفرء )2( معالجة copper sulfide ب nitric acid لإعادة توليد nitrate ©0000 مع تكوين كبريت أولي بشكل متزامن. Ug لجانب (Calls يتعلق الاختراع الحالي بطريقة لتكسير تكوين جيولوجي تحت الارض؛ تتضمن حقن مركب مائع حفر في التكوين الجيولوجي تحت الارض من خلال حفرة بثر لتكسير التكوين
0 الجيولوجي تحت الارض؛ ومن ثم إنتاج مائع للتكوين يحتوي على كبريتيد الهيدروجين»؛ حيث تتفاعل cOpper nitrate الموجودة في تركيب مائع الحفر مع كبريتيد الهيدروجين الموجود في مائع التكوين لتكوين .copper sulfide
— 1 0 —
تم تقديم الفقرات السابقة كمقدمة عامة؛ ولا تهدف إلى تقييد نطاق عناصر الحماية التالية. يمكن فهم التجسيدات الموصوفة؛ مع مزايا إضافية؛ على أفضل day بالرجوع إلى الوصف التفصيلي التالي مع الاستعانة بالرسومات المرفقة. شرح مختصر للرسومات
سيتم فهم الاختراع الحالي والعديد من المزايا المصاحبة له بسهولة حيث يتم فهمه بشكل أفضل من خلال الرجوع للوصف التفصيلي التالي مع الاستعانة بالرسومات المرفقة؛ والتي فيها: الشكل 1: Jia سلوك الجهد والانفعال لنموذج ad لمائع قاعدي le مع Jong مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين والتي تتضمن copper nitrate عند 48.88 درجة مئوية )120 درجة فهرنهايت).
0 1 الشكل 2 : Jia الخواص التميعية للمائع القاعدي all مع Jong مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين والتي تشتمل على ccopper nitrate عند 48.88 درجة مئوية )120 درجة فهرنهايت). الشكل 3: عبارة عن صورة لرقعة من انبوب تبطين تستخدم لاختبار التأكل. الشكل 4: يمثل منحنيات ظهور لامتصاص كبربتيد الهيدروجين للمائع القاعدي المائي؛ والمائع
5 القاعدي المائي مع ctriazine والمائع القاعدي المائي مع (®SourScav والمائع القاعدي المائي مع .copper nitrate الوصف التفصيلىي: وفقًا لجانب Jo) يتعلق الاختراع الحالي بمركب مائع حفرء يتضمن مائع قاعدي مائي؛ ومعدل لزوجة؛ ومادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين.
0 كما هو مستخدم في هذا الكشف؛ يشير مصطلح 'مائع قاعدي مائي" إلى أي محلول يحتوي على ماء؛ بما في ذلك الماء المالح» الماء العسرء و/ أو المياه العذبة. ولأغراض هذا الوصف؛ قد يشمل مصطلح "المياه المالحة" المياه المالحة التي تحتوي على محتوى من أيون كلوريد يتراوح ما بين
حوالي 6000 جزء في المليون والتشبع؛ كما يشمل مياه البحر وأنواع أخرى من المياه المالحة بما في ذلك المياه الجوفية التي تحتوي على شوائب إضافية؛ التي عادة ما تكون موجودة فيها. قد يشمل مصطلح "الماء العسر” الماء الذي يحتوي على تركيزات معدنية بين حوالي 2000 مجم / لتر وحوالي 300000 ملغم / لتر. قد Jody مصطلح "المياه العذبة" مصادر مياه تحتوي على أقل من 6000 جزءِ في المليون؛ ويفضل أن يكون أقل من 5000 جزءِ في المليون» وبفضل أن يكون أقل من 4000 جزء في gall) ويفضل أن يكون أقل من 3000 جزءٍ في المليون؛ ويفضل أن يكون أقل من 2000 جزءٍ في المليون؛ وبفضل أن يكون أقل من 1000 ein في المليون» ويفضل أن يكون أقل من 500 جزء في المليون من الأملاح والمعادن أو أي مواد صلبة أخرى ذائبة. قد تكون الأملاح المتواجدة في المياه المالحة والماء العسر و/ أو المياه العذبة؛ على سبيل المثال لا 0 الحصرء عبارة عن كاتيونات مثل الصوديوم والمغنيسيوم والكالسيوم والبوتاسيوم والأمونيوم والحديد؛ والأنيونات مثل كلوريد «chloride بيكريونات bicarbonate كريونات carbonate كبريتات sulfate كبريتات sulfite ؛ فوسفات phosphate يوديد dodide نترات ©01081؛ أسيتات acetate سيترات (citrate فلوريد fluoride نتريت -nitrite في أحد التجسيدات؛ يتواجد المائع القاعدي Sl على الأقل بنسبة 775 بالوزن؛ ويفضل أن يكون على الأقل 780 بالوزن؛ ويفضل 5 على الأقل 790 بالوزن؛ ويفضل على الأقل 795 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. من المفضل أن يمثل الماء على الاقل 750 بالوزن أو على الاقل 775 بالوزن أو على الاقل 785 بالوزن او على الأقل أو 795 بالوزن من الوزن الكلي للمكونات السائلة لتركيب مائع الحفر. في تجسيد مفضل؛ يكون المائع القاعدي المائي هو ماء البحر مع إجمالي مادة صلبة مذابة في 0 حدود 30000 إلى 60000 ملغم / لترء؛ ويفضل 35000 إلى 59000 ملغم / لترء؛ ويفضل 0 إلى 58000 ملغم / لترء؛ وبفضل أن يكون من 50.000 إلى 57000 axle / لتر وبفضل أن يكون حوالي 55000 ملغ / لتر. في تجسيد آخرء يحتوي ماء البحر على تركيز ملحي لا يقل عن 5000 جزء في المليون؛ ويفضل أن يكون على الأقل 10000 gia في المليون؛ والأفضل ان يكون على الأقل 30000 جزء في المليون عند درجة حرارة تتراوح ما بين 20 إلى 5 30 درجة sie وبفضل حوالي 25 درجة مئوية. قد يشير مصطلح "مياه Coal كما هو
مستخدم هناء إلى المياه الموجودة في الخلجان والبحيرات والأنهار والينابيع» بالإضافة إلى موارد المياه الجوفية؛ بخلاف المياه الموجودة في المحيطات / البحار. يشير مصطلح Jad اللزوجة' كما هو مستخدم في هذا الكشف إلى sale مضافة لتركيب مائع الحفر تزيد من لزوجة مائع الحفر. تشتمل انواع معدل اللزوجة cal على سبيل المثال لا الحصر؛ على بوكسيت bauxite بنتونايت cbentonite دولوميت dolomite حجر جيري
6 ؛ كالسيت 0816116؛ فاتريت ©8161 أراجونيت ©81890011؛ مغنسيت 216386 . تاكونيت taconite جبس «gypsum كوارتز «quartz رخام «marble هيماتيت hematite ليمونيت dimonite مغنتيت imagnetite أنديسايت «garnet sie andesite بازلت basalt داسيت dacite نيزوسيليكات 71650511108165 أو ارثوسيليكانات
corthosilicates 0 سيكلوسيليكات cCyclosilicates سوروسيليكات «sorosilicates سيكلوسيليكات ccyclosilicates إينوسيليكات 11051/10628165 فبلوسيليكات «phyllosilicates تكتوسيليكات 166105[//68165, كاولين ckaolins مونتموربلونايت emontmorillonite تراب القصارين earth 01165 هالوسيت halloysite وما شابه ذلك. قد يشتمل معدل اللزوجة أيضًا على بوليمر طبيعي مثل هيدروكسي إيثيل السليلوز «(HEC) hydroxyethyl cellulose
5 كربوكسي ميثيل سلولوز ccarboxymethylcellulose السليلوز بولياتيونيك polyanionic ((PAC) cellulose أو بوليمر صناعي Jie بولي (ديليل أمين) amine) الال08)لاا00»؛ دياليل كيتون cdiallyl ketone دياليل أمين cdiallyl amine ستايريل سلفونات «styryl sulfonate لاكتام الفينيل «vinyl lactam لابونيت 18000116 بوليجورسكايتس polygorskites (مثلاء أتابولجيت cattapulgite سيبيولايت (sepiolite ومخاليط منها. وعلى نحو بديل؛ يمكن أن يشتمل
20 معدل اللزوجة بشكل اضافي على عامل تغليظ واحد على الأقل مثلا بوليمر XC= XC polymer صمغ زنتان xanthan gum صمغ الغوار «guar gum غليكول glycol ومخاليط منهم. في أحد التجسيدات؛ يتواجد معدل اللزوجة بمقدار يتراوح من 0.01 إلى 720 بالوزن؛ ويفضل أن يكون من 0.05 إلى 715 بالوزن؛ ويفضل أن يكون من 0.1 إلى 710 بالوزن؛ وبفضل أن يكون من 0.5 إلى 75.0 بالوزن؛ نسبة إلى الوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. في أحد
5 التجسيدات؛ يكون معدل اللزوجة عبارة عن bentonite قد تتواجد مركبات أخرى أيضًا في
56 الخاص بالكشف الحالي؛ على سبيل المثال؛ المركبات المحتوية على البوتاسيوم» والمركبات المحتوية على الحديد؛ وما إلى ذلك. هناك أنواع مختلفة من cbentonite مسماة وفقاً للعنصر السائد؛ (ie البوتاسيوم (K) والصوديوم (Na) والكالسيوم (Ca) والألومنيوم (Al) فيما يتعلق بالكشف الحالي؛ قد يشير مصطلح bentonite” " إلى بنتونايت البوتاسيوم potassium bentonite 5 بنتونايت الصوديوم sodium bentonite بنتونيت الكالسيوم calcium 6010016 بنتونيت الألومنيوم aluminum bentonite ومخاليط منهم؛ اعتمادًا على الكميات النسبية للبوتاسيوم؛ الصوديوم؛ الكالسيوم؛ والألمنيوم في البنتونيت. في أحد التجسيدات؛ يوجد aie: bentonite 0.1 إلى 710 بالوزن بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفرء ويفضل أن يكون من 0.5 إلى 75 بالوزن؛ وبفضل أن يكون من 0.8 إلى 72 بالوزن؛ وبفضل أن يكون من 0 1 إلى 21.5 بالوزن؛ نسبة إلى الوزن الاجمالي لتركيب مائع الحفر. يشير المصطلح 'مادة كاسحة لكبربتيد الهيدروجين" كما هو مستخدم في الاختراع الحالي إلى مادة مضافة في تركيب مائع الحفر والتي تقلل من التركيز او تخفف من تأثير كبريتيد الهيدروجين في مائع التكوين الذي يتم انتاجه من حفرة البثر. قد تقلل المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين بشكل إضافي من تركيز المركبات المحتوية على الكبريت؛ «fie ثيوفين ©10100160» ميثيل مركابتان methyl mercaptan 5 أو Ji مركابتان ethyl mercaptan في مائع التكوين. تحتوي المادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين على copper nitrate هيدرات منها و/ أو مشتقاتها. على سبيل (JU في بعض التجسيدات؛ تحتوي المادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين على نترات النحاس مونوهيدرات «copper nitrate monohydrate نترات النحاس سيسكويهيدرات «copper nitrate sesquihydrate نترات النحاس ثلاثي الهيدرات copper nitrate trihydrate 20 نترات النحاس نصفي (بينتاهيدراتي) «copper nitrate hemi(pentahydrate) سداسي هيدرات نترات النحاس nitrate hexahydrate 0000©1؛ إلخ. عندما تذوب في محلول؛ يكون ل copper nitrate الصيغة .CU(NO3)2 وقد تحتوي المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين أيضًا على كميات ضئيلة من copper nitrate أحادية التكافؤ (أي cuprous nitrate التي لها الصيغة الجزيئية ((CUNO3 على الرغم من أن كمية copper nitrate الأحادية التكافؤ في المادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين لا تزيد عن 75 بالوزن؛ وبفضل ألا تزيد عن 72 بالوزن»
ag ألا تزيد عن 71 بالوزن؛ بالنسبة إلى الوزن الكلي للمادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين. في بعض التجسيدات؛ تكون كمية copper nitrate ثنائية التكافؤؤ (أي 2 (Cu (NO3) وهيدراتها ومشتقاتها في المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين على الأقل 9680 بالوزن» ويفضل أن تكون 0 بالوزن على الأقل» وبفضل ان تكون على الأقل 9695 بالوزن؛ نسبة إلى الوزن للمادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين. في بعض التجسيدات المفضلة؛ تتكون المادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين من ccopper nitrate وهيدراتها ومشتقاتها . إلى جانب «copper nitrate قد تشتمل المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين أيضًا على مركبًا واحدًا على الأقل يحتوي على النحاس تم اختياره من المجموعة التي تتكون من كبريتات النحاس «copper sulfate موليبدات النحاس «copper molybdate أكسيد النحاس «copper oxide هيدروكسيد التحاس «copper hydroxide هاليد النحاس ccopper halide كريونات التنحاس «lis «copper carbonate هيدروكسي التحاس «copper hydroxy carbonate كريوكسيلات النحاس «copper carboxylate فوسفات النحاس copper phosphate وهيدراتها hydrates ومشتقاتها. من الأفضل ألا تزيد كمية المركب الواحد على الاقل المحتوي على النحاس؛ عند وجوده في المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين عن 710 بالوزن؛ وبفضل ألا 5 تزيد عن 75 بالوزن؛ ويفضل ألا تزيد عن 72 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي للمادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين. في بعض التجسيدات؛ قد تتضمن المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين كذلك أيون ثنائي التكافؤ واحد على الأقل يتم اختياره من المجموعة التي تتكون من +082 (Fe2+ (Mg2+ +202؛ Pb2+ (Ni2+ 602+ و+502. 0 في تجسيد مفضل؛ تتواجد المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين في تركيب مائع الحفر بتركيز كتلي يتراوح من 0.29- 57.06 كغم / متر مكعب (20-0.1 رطل / برميل) (أي كغم من كاسحة لكبربتيد الهيدروجين لكل متر مكعب واحد من تركيب مائع الحفر)؛ ويفضل أن يكون 0.86 8 كنم / متر مكعب (15-0.3 رطل / برميل)؛ يفضل 1.14 - 28.53 كغم / متر مكعب (10-0.4 رطل / (dry ويفضل 14.24-1.43 كغم / متر مكعب (5-0.5 رطل / برميل)؛ 5 وبفضل 2.28- 8.56 كغم / متر مكعب (3-0.8 رطل / (Joey والأفضل 5.71-2.85 كغم
/ متر مكعب (2-1 رطل / برميل). في تجسيد آخرء يتم تحديد التركيز الكتلي للمادة الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين في تركيب pile الحفر بالنسبة لتركيز كبربتيد الهيدروجين في ile التكوين. على سبيل المثال؛ في أحد التجسيدات؛ يتراوح تركيز كبريتيد الهيدروجين في مائع التكوين من حوالي 200 إلى حوالي 1000 جزءٍ في المليون؛ ويفضل أن يكون من حوالي 300 إلى حوالي 800 جزءِ في المليون» حيث يكون التركيز الكتلي للمادة الكاسحة ل HS في حدود من حوالي 14.24-1.43 كغم / jie مكعب (5-0.5 رطل / برميل)؛ ؛ ويفضل أن يكون 2.28- 8.56 كغم / متر مكعب (3-0.8 رطل / (ran ؛ والأفضل 5.71-2.85 كغم / متر مكعب (2-1 رطل / برميل). على نحو Junie يمكن خلط copper nitrate أولاً مع جزءِ أول على الأقل من المائع القاعدي 0 المائي وتحريكه لتكوين خليط متجانس؛ ويمكن إدخال الخليط المتجانس بعد ذلك في eda ثانٍ من المائع القاعدي Ald) للحصول على التركيزات الكتلية المذكورة أعلاه. في بعض التجسيدات؛ يتم امتصاص copper nitrate المائية على قطعة من الصلصال لتشكيل طين؛ وبتم إدخال الطين بشكل اضافي في تركيب wile الحفر كمادة كاسحة ل H2S في بعض التجسيدات؛ من الأفضل ألا تشتمل salad) الكاسحة لكبربتيد الهيدروجين على مركب 5 أمين amine مثل؛ على سبيل (Jil) أحادي إيثانول أمين mono—ethanolamine او إيثانولامين ethanolamine » ديجليكولامين cdiglycolamine ميثيل إيثانول أمين «methyldiethanolamine وما إلى ذلك أو sale أخرى كاسحة لكبريتيد الهيدروجين اساسها معدني مثل مركبات الزنك. في بعض التجسيدات؛ يشتمل تركيب مائع الحفر Loaf على مادة مضافة واحدة على الأقل يتم 0 اختيارها من المجموعة التي تتكون من عامل للتحكم في تسرب السائل؛ وعامل تثقيل؛ مانع ترسبء مانع cali مغلظء مزلّق؛ متعدد الإلكتروليت انيوني»؛ واصل تشابك؛ كسارة؛ مادة منظمة؛ مخفض للتوتر السطحي؛ ومبيدات حيوية. يشير المصطلح "عامل للتحكم في تسرب السائل" كما هو مستخدم هنا إلى ale مضافة لتركيب مائع الحفر تتحكم في فقدان مائع الحفر عند حقنه في تكوين جيولوجي تحت الأرض. تشمل
alge التحكم المثالية في تسرب السوائل؛ على سبيل المثال لا الحصرء النشا أو السكريات أو دقيق السيليكا أو فقاعات الغاز (السوائل أو الرغوة المنشطة)؛ حمض البنزوبك؛ الصابون؛ جزيئات الراتنج» معدلات النفاذية النسبية؛ جسيمات الجل القابلة (Jail الديزل أو غيره من الهيدروكريونات المنتشرة في المائع» وخيرها من الموائع غير القابلة للامتزاج. leg نحو مفضل؛ لا تزيد النسبة المئوية لوزن عامل التحكم في تسرب السائل؛ عند وجوده في تركيب مائع الحفرء عن 75.0 بالوزن» ويفضل أن يكون في حدود 0.01 إلى 74.0 بالوزن؛ ويفضل أن يكون من 0.05 إلى 0 بالوزن» وبفضل ان يكون 0.1 إلى 72.0 dean «isl ان يكون 0.5 إلى 71.5 بالوزن؛ ويفضل حوالي 71.0 بالوزن؛ نسبة إلى الوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. يشير مصطلح "عامل التثقيل" كما هو مستخدم هنا إلى جسيمات تزيد من الكثافة الكلية لمائع 0 الحفر من أجل توفير ما يكفي من الضغط في قاع ull لمنع التدفق غير المرغوب فيه لموائع التكوين. تشمل عوامل التثقيل المثالية؛ على سبيل المثال لا الحصر؛ كربونات الكالسيوم calcium carbonate (طباشير) « الباريت cbarite كبريتات الصوديوم «sodium sulfate الهيماتيت chematite سيديريت siderite الإلمنيت cdlmenite وتوليفات منها. وعلى نحو (uate لا تزيد نسبة وزن عامل (Jal عند وجوده في تركيب مائع etal) عن 720 بالوزن؛ 5 ويفضل ألا تزيد عن 715 بالوزن» ويفضل أن تكون في حدود 75.0 بالوزن إلى 15 بالوزن7؛ ويفضل 6.0 بالوزن إلى 10 بالوزن 7؛ ويفضل 77.0 بالوزن إلى 78.0 بالوزن؛ نسبة إلى الوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. يفضل ألا يزيد متوسط حجم الجسيم لعامل التثقيل عن 50 ميكرون» ويفضل أن يكون في حدود 20 إلى 40 ميكرون. يشير المصطلح ails’ ترسب" كما هو مستخدم هنا إلى sale مضافة تمنع؛ an تقلل» و/ أو 0 توقف ترسب القشور في تركيب مائع الحفر. تشمل موانع التلبد cA على سبيل المثال لا الحصر؛ الفوسفين (phosphine هيكساميتافوسفات الصوديوم sodium 6800618001386 ترايبوليفوسفات الصوديوم sodium tripolyphosphate وغيرها من عديد الفوسفات polyphosphates غير العضوي؛ حمض الهيدروكسي إيثيليدين ثنائي الفوسفونيك chydroxy ethylidene diphosphonic acid حمض البوتان- تريكاريوكسيليك cbutane—tricarboxylic 86010 5 فوسفونات phosphonates حمض إيتاكونيك itaconic
cacid حمض 3-ا لأليلوكسي -2- هيد روكسي -بروبيونيك allyloxy—2-hydroxy—=3 propionic acid وما شابه ذلك. على نحو مفضل» لا تزيد النسبة المئوية لوزن مانع الترسب؛ عند وجوده في تركيب مائع الحفرء عن 75.0 بالوزن؛ ويفضل ألا تزيد عن 72.0 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر.
يشير المصطلح ald التلبد 06100001801" كما هو مستخدم هنا إلى sale مضافة لتركيب مائع الحفر والتي تمنع المادة الغروية من الخروج من المعلق أو المعلقات الرقيقة او الطين؛ وقد يتم استخدامها لتقليل لزوجة الموائع التي اساسها الطين. تشتمل موانع التغليظ المثالية؛ على سبيل المثتال لا الحصر؛ على متعدد الالكتروليت انيوني؛ مثل أكريلات acrylates عديد فوسفات polyphosphates لجنوسلفونات «(Lig) lignosulfonates أو مشتقات حمض Jie tannic
.Quebracho 0 على نحو (Janke لا تزيد النسبة المئوية لوزن مانع التلبد؛ عند وجودها في تركيب مائع الحفرء عن 75.0 بالوزن؛ ويفضل ألا تزيد عن 72.0 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. في أحد التجسيدات؛ يشتمل تركيب مائع Lad ial) على مزلق. قد يكون المزلق عبارة عن Cay صناعي أو مزلق بيولوجي؛ Jie تلك ذلك المشتق من النباتات والحيوانات Jie الزيوت النباتية.
5 تتضمن أمثلة الزيوت الاصطناعية التي قد يتم استخدامها في تركيب مائع الحفرء على سبيل المثال لا الحصرء؛ متعدد الفا أوليفين (PAO) polyalpha-olefin والإسترات الاصطناعية؛ متعدد ألكلين جلايكول «(PAG) polykylene glycols وإسترات الفوسفات؛ النفثالينات المؤلكلة ((AN) alkylated naphthalenes استرات السيليكات esters 51/0816؛ موائع ايونية؛ السيكلوينتانات المؤلكلة sae مرات .(MAC) multiply alkylated cyclopentanes تشمل
0 المزلقات المثالية القائمة على الزيوت النباتية (مثل المزلقات الحيوية) التي قد يتم استخدامها في الاختراع الحاليزيت الكانولا وزيت الخروع وزيت النخيل وزيت بذور عباد الشمس وزبت بذور اللفت من مصادر الخضروات وما شابه ذلك. وعلى نحو مفضل» لا تزيد النسبة (gal الوزنية للمزلق؛ عند وجوده في تركيب مائع «Lindl عن 75.0 بالوزن؛ وبفضل ألا تزيد عن 72.0 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر.
— 8 1 — يشير المصطلح sold’ للريط التقاطعي crosslinker " كما هو مستخدم هنا إلى مادة مضافة لتركيب مائع الحفر والتي يمكن أن تتفاعل مع البوليمرات متعددة الجدائل لتوصيل الجزيئات ببعضهاء مما ينتج die مائع شديد اللزوجة؛ بلزوجة يمكن التحكم فيها. قد تشتمل مواد الريط التقاطعي المثالية؛ على سبيل المثال لا الحصر؛ على الأملاح المعدنية؛ على سبيل المثال أملاح Zr g Cr (Ti B Fe (Al 5 أو مواد ربط تقاطعى عضوية Jia أميدات البولى إيثيلين polyethylene amides و/ أو الفورمالديهايد formaldehyde على نحو مفضل؛ لا تزيد النسبة المئوية الوزنية للمادة الريط التقاطعي؛ عند وجوده في تركيب مائع الحفرء عن 72 بالوزن؛ وبفضل ألا تزيد عن 71.0 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. يشير المصطلح "الكسارة "breaker كما هو مستخدم هنا إلى مادة مضافة لتركيب مائع الحفر 0 والتي توفر تقليل اللزوجة الى الحد المرغوب فيه في فترة زمنية محددة. تشمل الأمثلة على الكسارات؛ على سبيل المثال لا الحصر؛ عوامل مؤكسدة مثل كلوريت الصوديوم sodium 065 ؛_برومات الصوديوم sodium bromate هيبوكلوريت chypochlorites فوق البورات «perborate فوق الكبريتات persulfates و بيروكسيدات peroxides وكذلك الانزيمات. على نحو مفضل؛ لا تزيد النسبة المثوية لوزن الكسارة؛ عند وجودها في تركيب Ble 5 الحفرء عن 72.0 بالوزن؛ وبفضل ألا تزبد عن 71.0 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. يشير المصطلح 'مادة منظمة "buffer كما هو مستخدم هنا إلى Bale مضافة لتركيب dle الحفر يتم استخدامها لضبط درجة الحموضة في تركيب مائع الحفر. تشمل المواد المنظمة Atal على سبيل المثال لا الحصرء؛ فوسفات أحادي الصوديوم <monosodium phosphate فوسفات 0 ثنائي الصوديوم cdisodium phosphate ترايبوليفوسفيت الصوديوم sodium tripolyphosphate وما شابه ذلك. على نحو مفضل؛ لا تزيد النسبة المئوية لوزن المادة منظمة؛ عند وجوده في تركيب مائع all عن 72 بالوزن؛ ويفضل ألا تزيد عن 71.0 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. يشير مصطلح "المبيد الحيوي 5100106" كما هو مستخدم هنا إلى مادة مضافة لتركيب wile الحفر تقتل البكتيريا والكائنات الحية الدقيقة الأخرى الموجودة في تركيب مائع الحفر. تشمل المبيدات
الحيوية المثالية؛ على سبيل المثال لا الحصر؛ فينوكسي إيثانول phenoxyethanol إيثيل هكسيل الجلسرين cethylhexyl glycerine كحول بنزيل «benzyl alcohol ميثيل كلو ls زو تيازوليتون Jie «methyl chloroisothiazolinone إيزوتٌيازولينون methyl Ji dsothiazolinone بارابين «methyl paraben إيثيل بارابين ethyl paraben بروييلين جليكول propylene glycol برونويول bronopol حمض البنزوبك «benzoic acid إيميدازولين يوريا dmidazolinidyl urea 262-ديبرومو-3- نيتربلويروبيوناميد 2,27 «dibromo—3-nitrilopropionamide 2-برومو -2-نيترو-13-برويان ديول 2-bromo— diol ©2-0100-1,3-010080. على نحو مفضل؛ لا تزيد النسبة المثوية لوزن المبيد الحيوي؛ عند وجوده في تركيب مائع الحفرء عن 72.0 بالوزن؛ ويفضل ألا تزيد عن 71.0 بالوزن؛ بالنسبة للوزن الكلي لتركيب مائع الحفر. من المستحسن إجراء المزج القوي للمائع القاعدي المائي؛ معدل اللزوجة؛ مادة كاسحة لكبربتيد الهيدروجين. والمادة المضافة الواحدة على الاقل؛ إن وجدت؛ لتجنب تكوين كتل أو "عيون السمكة'. على نحو مفضل»؛ يتم خلط معدل اللزوجة (مثل Glas (bentonite بالمائع القاعدي الماثئي؛ ويضاف sale كاسحة لكبريتيد الهيدروجين إلى المائع القاعدي المائي بعد ذلك. على نحو 5 مفضل؛ يتم خلط عامل التثقيل؛ عند وجوده؛ مع المائع القاعدي المائي جنبًا إلى جنب مع معدل اللزوجة. لتجنب الكتل أو "عيون السمكة" (a تحريك تركيب wile الحفر بسرعة تحربك من 1 إلى 800 دورة في الدقيقة؛ أو من 5 إلى 700 دورة في الدقيقة؛ أو من 10 إلى 600 دورة في الدقيقة. قد يكون من الأفضل خلط تركيب مائع الحفر لفترة زمنية كافية للسماح بترطيب معدل اللزوجة (مثل (bentonite في المائع القاعدي المائي؛ وعادة ما تكون هذه الفترة الزمنية بين 0 حوالي 5 دقائق وحوالي 60 دقيقة؛ وبفضل أن تتراوح بين حوالي 10 دقائق وحوالي 40 دقيقة؛ ويفضل أن تكون بين حوالي 20 وحوالي 30 دقيقة. يمكن Wad استخدام ازمنة خلط اخرى لتكوين تركيب مائع الحفر (على سبيل المثال أقل من 5 دقائق أو أكثر من 60 دقيقة) طالما أن تركيب مائع الحفر خالي تمامًا من الكتل. (Sa ضبط درجة حموضة تركيب مائع الحفر وفقًا للتطبيق المستخدم فيه الحفر. على سبيل (JBI 5 يمكن ضبط درجة حموضة تركيب مائع الحفر لزيادة قابلية الذويان للمكونات العضوية
المختلفة (على سبيل المثال» مانع الترسبء مانع التلبد؛ والمزلق والمبيدات الحيوية؛ إلخ) في تركيب مائع الحفر. وفقًا لذلك؛ في بعض التجسيدات؛ تكون درجة الحموضة لتركيب مائع الحفر في حدود 8 145 ويفضل أن تكون بين حوالي 10 وحوالي 12؛ ويفضل أن تكون بين حوالي 10 و11؛ والأفضل حوالي 10. قد يكون نطاق درجة الحموضة هذا مناسب أيضًا بشكل مفيد لعمليات الحفر التي قام فيها الحمض بإتلاف / JSG المعدات؛ مثل المعدات المعدنية. في تجسيد بديل» تتراوح درجة الحموضة في تركيب مائع الحفر بين حوالي 1 و8؛ ويفضل 2 و7 والأفضل 3 و6. قد يكون نطاق درجة الحموضة هذا مناسبًا بشكل مفيد لتطبيقات الحفر التي يسبب فيها تكون القشور مشكلة معقدة بشكل خاص. قد يتم استخدام الأحماض المختلفة Jie) حمض السيتريك citric acid حمض الفوسفوريك phosphoric acid حمض الهيدروكلوريك hydrochloric acid وما 0 إلى ذلك) والقواعد (مثل قواعد الهيدروكسيد hydroxide bases قواعد الكريونات carbonate bases قواعد الأمينات amine bases وما إلى ذلك) والمواد المنظمة (مثل فوسفات أحادي الصوديوم imonosodium phosphate فوسفات ثنائي الصوديوم «disodium phosphate ترايبوليفوسفيت الصوديوم sodium tripolyphosphate وما إلى ذلك) لتنظيم أو لضبط درجة الحموضة في تركيب مائع الحفرء وتعتبر هذه الأحماض والقواعد والمواد المنظمة معروفة لأولئك 5 الملمين بالتقنية. في أحد التجسيدات؛ يكون لتركيب مائع الحفر قدرة على امتصاص كبريتيد الهيدروجين من حوالي 0 إلى حوالي 6.0 غرام» ويفضل من حوالي 4.5 إلى حوالي 5.5 غرام؛ ويفضل من حوالي 0 إلى حوالي 5.2 غرام من كبريتيد الهيدروجين لكل مليلتر واحد من تركيب مائع الحفر. في أحد التجسيدات؛ يتم تحديد قدرة امتصاص كبربتيد الهيدروجين لتركيب مائع الحفر وفقًا لذ ASTM 0 05705. على نحو مفضل؛ تكون قدرة امتصاص كبريتيد الهيدروجين لتركيب مائع الحفر أكبر بثلاث مرات على JY) ويفضل أن تكون أكبر بأريع مرات على الأقل؛ ويفضل أن تكون أكبر بخمس مرات على الأقل من مركبات مائع الحفر التي تستخدم مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين (Jie على سبيل (Jia ©5075087؛ 0182106؛ إلخ. WS) هو مبين في الشكل 4). علاوة على ذلك؛ في بعض التجسيدات؛ يكون تركيب مائع الحفر 750؛ ويفضل أن يكون 775 على 5 الأقل.؛ ويفضل أن يكون 780 على (JY) أقل تكلفة من مركبات مائع الحفر التي تحتوي على
كاسحات dron—gluconate (triazine (SourScav Ji H2S والكاسحات التي أساسها
الزنك؛ إلخ. بالإضافة إلى ذلك؛ من المفضل ألا يكون تركيب مائع الحفر قابلاً للاشتعال وغير سام
بسبب عدم وجود triazine و/ أو كاسحات H2S العضوية الأخرى فيه.
في بعض التجسيدات؛ يتم تحديد مواصفات معهد البترول الأمريكي لمركبات مائع الحفر باستخدام
مقياس اللزوجة فان Fann (أو مقياس ©-/). وفقًا لذلك؛ في بعض التجسيدات؛ يتم تحضير
مركبات مائع الحفر بعد خلط مركبات مائع الحفر لمدة 20 دقيقة؛ التعتيق طوال الليل؛ والتحريك
لمدة حوالي 25 دقيقة. يستخدم مقياس اللزوجة FANN لتحديد ضوابط مائع الحفر القياسية على
النحو التالي:
اللزوجة اللدنة «(PV) Plastic viscosity سنتيبويز = 600 قرص (أي قراءة اللفات في الدقيقة) 0 -- 300 قرص
نقطة الخضوع (كغم / متر (xe = 300 قرص = لزوجة لدنة
يتم قياس قوة الهلام (GS) Gel Strength (كغم [ متر (rae من خلال قراءة 3 دورة في
الدقيقة. مما يسمح لتركيب مائع الحفر ان يبقى لمدة 10 ثوانٍ (أي قوة جل لمدة عشر ثوانٍ) أو
لمدة 10 دقائق (أي قوة جل لمدة عشر دقائق). بما أن الضوابط أعلاه مترابطة؛ بمجرد الحصول 5 على لزوجة لدنة مقبولة؛ يمكن تحديد قيم أخرى لاحقًا. على نحو مفضل؛ يتم قياس اللزوجة اللدنة
ومقاومة الخضوع وقوة الهلام عند درجة حرارة تتراوح ما بين 20 إلى 60 درجة مئوية؛ ويفضل أن
تكون في حدود 30 إلى 55 درجة مئوية؛ ويفضل أن تكون في حدود 40 إلى 52 درجة مئوية؛
ويفضل أن تكون في حدود 45 إلى 50 درجة مئوية؛ وضغط يتراوح بين 0.8 إلى 1.2 ضغط
جوي؛ وبفضل 0.9 إلى 1.1 ضغط جوي؛ ويفضل حوالي 1.0 ضغط جوي. يوضح الشكل 2 0 اللزوجة اللدنة ومقاومة الخضوع وقوة الجل في تركيب مائع الحفر مع وجود مادة كاسحة لكبربتيد
الهيدروجين ويدونها.
في ضوء ذلك؛ في بعض التجسيدات؛ يشتمل تركيب مائع الحفر على نقطة إنتاج تتراوح من
2 إلى 0.96 كغم / متر مريع (15 إلى 20 رطل / 100 قدم (ape ويفضل أن تكون
4 إلى 0.912 كغم / متر مريع (15.5 إلى 19 رطل / 100 قدم مريع)» ويبفضل أن
تتراوح من0.77 إلى 0.864 كغم / sie مربع (16 إلى 18 رطل / 100 قدم مريع). قد لا تزيد نقطة إنتاج تركيب مائع الحفر التي تشمل مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين عن 0.24 كغم / متر مريع (5.0 رطل / 100 قدم مريع)؛ وبفضل ألا تزيد عن 0.096 كغم / sie مريع (2.0 رطل / 0 قدم مريع) من نقطة خضوع تركيب مائع الحفر الذي لا يشمل مادة كاسحة لكبريتيد
الهيدروجين. ومع ذلك؛ في بعض التجسيدات الأخرى» يكون لتركيب مائع الحفر لزوجة لدنة تتراوح من 6 إلى 12 سنتي بواز؛ ويفضل أن تكون من 8 إلى 10 سنتي بواز؛ ويفضل بشكل كبير ان تكون Lisa نفس اللزوجة اللدنة لتركيب مائع الحفر الذي لا يتضمن مادة كاسحة لكبربتيد الهيدروجين. وفقًا ll يكون لتركيبة مائع الحفر نسبة نقطة خضوع إلى لزوجة لدنة في حدود 5 إلى 3.0: 1 ويفضل 1.8: 1 إلى 2.5: ol ويفضل Joa 2.0: 1 وهي أعلى من
dus 10 نقطة الانتاج إلى اللزوجة اللدنة لتركيب مائع الحفر الذي لا يشمل مادة كاسحة لكبربتيد الهيدروجين. قد تكون نسبة نقطة الخضوع إلى اللزوجة اللدنة لتركيب مائع الحفر الذي لا يشتمل على مادة كاسحة لكبربتيد الهيدروجين في حدود 1.2: 1 إلى 2.0: 1 أو 1.4: 1 إلى 1.8: 1 أو حوالي 1.6: 1. (La في بعض التجسيدات؛ تكون 898 الهلام لعشر Ol لتركيب مائع الحفر في نطاق من
5 0.096 إلى 0.288 كغم / متر مربع (2.0 إلى 6.0 رطل / 100 قدم مريع)؛ ويفضل ان تكون من 0.144 إلى 0.24 كغم / متر ge (3.0 إلى 5.0 رطل / 100 قدم مريع)؛ وبفضل أن تكون حوالي 0.196 كغم / متر pope (4.0 رطل / 100 قدم (aye وهي جوهريا نفس قوة الجل لمدة عشر ثوانٍ لتركيب مائع الحفر الذي لا يشمل مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين. بالإضافة إلى ذلك؛ تتراوح قوة الهلام لمائع الحفر لمدة 10 دقائق بين 3 إلى 8.0 رطل / 100 قدم مربع؛
0 وبيفضل أن تكون من 0.196 إلى 0.288 كغم / متر gore (4.0 إلى 6.0 رطل / 100 قدم «(ere ويفضل أن تكون حوالي 0.24 كغم / sie مربع )5.0 رطل / 100 قدم (ge وهي جوهرياً نفس قوة الهلام لمدة عشر ثوانٍ لتركيب مائع الحفر الذي لا يشمل مادة كاسحة _لكبريتيد الهيدروجين. في أحد التجسيدات؛ يكون سلوك الجهد والانفعال لتركيب مائع الحفر في وضع القص هو جوهرياً
25 نفس سلوك الجهد والاجهاد لتركيب مائع الحفر الذي لا يشمل مادة كاسحة لكبربتيد الهيدروجين؛
كما هو مبين في الشكل 1. يشير المصطلح "هو نفسه جوهرياً” المستخدم في هذا الكشف إلى حالة لا يزيد فيها الفرق بين كميتين عن 75؛ ويفضل ألا يزيد عن 71؛ ويفضل ألا يزيد عن 70.5 من القيمة الأصغر للكمتين. في أحد التجسيدات»؛ يكون لتركيب مائع الحفر AES تتراوح بين 958.6 و 1437.9 كغم | Jie 5 مكعب (8 إلى 12 رطل لكل جالون)؛ ويفضل أن تكون (9 إلى 11 رطل لكل (Olle وبفضل
حوالي 1078.4 كغم / متر مكعب (9.6 رطل لكل غالون) عند درجة حرارة تتراوح بين 20 إلى 0 درجة مئوية؛ ويفضل ان تتراوح بين 30 إلى 55 درجة مئوية؛ وبفضل أن تكون في حدود 40 إلى 52 درجة مثوية؛ ويفضل ان تكون في حدود 45 إلى 50 درجة مثوية. قد تكون كثافة تركيب مائع الحفر جوهرياً هي نفس كثافة تركيب مائع الحفر الذي لا يشمل مادة كاسحة لكبربتيد
0 الهيدروجين. في بعض التجسيدات؛ يعمل تركيب مائع الحفر كمائع معالجة. يشير مصطلح 'مائع معالجة" كما هو مستخدم هنا إلى مائع مخصص لمعالجة التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض لتحقيق نفاذية متزايدة عن طريق الذوبان الجزئي على الاقل للتكوين؛ إزالة الجسيمات الصغيرة؛ و/ أو إزالة القشور غير العضوية؛ لتحسين أداء yal وزيادة إنتاج مائع التكوين» على سبيل المثال النفط أو
الغازء من التكوين الجيولوجي تحت الأرض. في الوقت نفسه؛ قد يتم استخدام تركيب مائع الحفر لتنظيف ومنع تلبد حفرة البثر و/ أو معدات الإنتاج. Ug لجانب ثاني؛ يتعلق الاختراع الحالي بطريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الأرض. تتضمن الطريقة تحريك لقمة الحفر لتشكيل حفرة البثر في التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض ومن ثم حقن تركيب مائع الحفر في التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض عبر حفرة all
0 في بعض التجسيدات؛ يتم تحديد الموقع محل الاهتمام؛ وتقوم شاحنة حفر بحفر فتحة بداية. بعد ذلك؛ يتم حفر حفرة البثر باستخدام لقمة حفر مرتبطة بمحرك. لا يقصد بلقمة الحفر والمحرك المستخدمين في هذا الكشف أن يكونا محددين؛ ويمكن استخدام مختلف لقم الحفر والمحركات. يمكن حفر حفرة البئثر حتى عمق 1000 متر على الأقل؛ ويفضل أن يكون على الأقل 2000 مترء؛ Juang أن يكون 5000 متر على «JT وبفضل أن يكون 7000 متر على الأقل؛ ولكن لا
يزيد عن 10000 متر. قد يتم إنتاج مائع التكوين أثناء أو بعد الحفر. أثناء الحفر؛ يتم حقن
تركيب مائع الحفر بشكل اختياري في التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض من خلال حفرة
ul لتزليق وتبريد لقمة الحفر ولإزالة قطوع الحفر. في بعض التجسيدات؛ يتم حقن تركيب مائع
الحفر بمعدل تدفق يتراوح من 12 إلى 26 لتر / ثانية؛ ويفضل 15 إلى 22 لتر / ثانية؛ والأفضل من 17 إلى 20 لتر / ثانية.
يعتمد مركب مائع التكوين الذي قد يتم إنتاجه أثناء أو بعد الحفر على نوع التكوين الجيولوجي
الموجود تحت الارض. على سبيل JU في بعض التجسيدات؛ قد يحتوي مائع التكوين على
توليفات مختلفة من الغاز الطبيعي (أي الميثان في المقام الأول) أو غازات الهيدروكربون الخفيفة
أو غير الهيدروكربونية La) في ذلك الغازات ALG للتكثيف وغير القابلة للتكثيف)؛ السوائل
0 الهيدروكريونية الخفيفة؛ السوائل الهيدروكريونية الثقيلة؛ النفط الخام؛ الصخور» الزيت الحجري؛ البتومين» رمال النفط» القطران» الفحم» و/ أو الماء. تشتمل الغازات المثالية غير القابلة للتكثيف على الهيدروجين وأول أكسيد الكريون وثاني أكسيد الكريون والميثان والمواد الهيدروكريونية الخفيفة الأخرى. في بعض التجسيدات الأخرى؛ قد يكون مائع التكوين في صورة مائع غازي؛ سائل؛ أو مائع ثنائي الطور (أي يحتوي على طور غازي وطور سائل).
5 في تجسيد مفضل, يتم إنتاج مائع تكوين الذي يحتوي على كبريتيد الهيدروجين أثناء أو بعد الحفر. يتم بشكل اضافي اتصال مائع التكوين بتركيب مائع الحفرء حيث يتفاعل جزءِ من كبربتيد الهيدروجين الموجود في مائع التكوين مع مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين» وخاصة مع copper 6 الموجودة في المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين» ومن ثم تشكيل copper sulfide يتم Ji تفاعل hydrogen sulfide مع copper nitrate في المعادلة (ا):
(I) H2S + Cu(NO3)2 — CuS + 2HNO3 0
في تجسيد مفضل AT ¢ تتضمن الطريقة Lal استعادة 501706 copper من تركيب مائع الحفر. يفضل إجراء عملية استعادة sulfide ©0000 بطرق معروفة لأولئك المتمرسين في cil على سبيل المثال الطرد المركزي» الترسيب؛ وما إلى ذلك مع الترشيح وإزالة المواد الطافية وغيرها من الشوائب.
— 5 2 — علاوة على ذلك؛ فى تجسيد مفضل آخرء يتم معالجة copper sulfide ب nitric acid sale توليد copper nitrate مع تشكيل الكبربت الأولي في نفس الوقت عبر تفاعل كيميائي كما هو موضح في المعادلة (!ا١): 8HNO3 — 3Cu(NO3)2 + NO2 + 35 + 2 + 3005 ل يفضل تعديل ظروف التفاعل الكيميائي بحيث يتم تقليل أكسدة الكبربت إلى sulfuric acid على سبيل المثال» فى أحد التجسيدات؛ يتم copper sulfidedallas ب nitric acid عند درجة حرارة تتراوح بين 50 إلى 80 درجة مثوية؛ ويفضل 60 إلى 75 درجة مثوية. قد يتم بشكل اضافي فصل الكبربت الأولى؛ الذي قد يترسب أثناء المعالجة ب 8010 (nitric وقد يتم استخدامه بشكل اضافي في عمليات التصريف Jie محطات إنتاج «sulfuric acid أو 0 تطبيقات مثل تصليب المطاط او انتاج الأسمدة أو مبيدات الآفات أو منتجات الكبريت العضوي من أجل الصناعات الدوائية؛ الخ. يُفضل sale) توليد Copper nitrate في الموقع (أي في منصة برية أو في بحرية)؛ أو بدلاً من ذلك؛ قد يتم توليد Copper nitrate في محطة لمعالجة التصريف. قد يشتمل مائع التكوين Wal على مركبات تحتوي على الكبربت Jie مركابتان 16168018105 5 كبريتيد AU sulfides كبريتيد disulfides ؛ متعدد الكبريتيد polysulfides ثيولات «thiols jigs 1110610615 ثيواستر thioesters ثيوأسيتالات thioacetals أكاسيد السلفو sulfoxides ؛ سلفونات csulfones ثيوسلفونات cthiosulfonates سلفيميدات «sulfimides سلفوكسيميدات sulfoximides سلفونى إيمينات sulfonediimines 5-نيتروسوثيول -5 nitrosothiols ؛ هاليدات كبريتية sulfur halides ثيوكيتونات cthioketones ثيو ألدهيدات cthioaldehydes 0 ثيوكاريونيلات thiocarbonyls ؛ أكاسيد الكبريت sulfur oxides ؛ أحماض ثيوكاريوكسيليك cthiocarboxylic acids ثيو أميدات cthioamides حمض السلفونيك sulfonic acid حمض السلفنيك sulfinic acid أحماض السلفنيك sulfenic acids سلفونيوم «sulfonium أوكسوسلفونيوم coxosulfonium سلفوران csulfuranes بيرسلفوران
و061511018065. في ضوء ذلك؛ قد يقلل تركيب مائع الحفر من تركيز المركبات المحتوية على الكبريت في مائع التكوين» أو على الأقل يخفف من آثار المركبات المحتوية على الكبريت. في أحد التجسيدات؛ يكون تركيز كبربتيد الهيدروجين في مائع التكوين قبل حقن تركيب مائع الحفر في النطاق ما بين حوالي 50 الى 1000 جزءٍ في المليون؛ ويفضل أن يكون من حوالي 100 إلى حوالي 5000 جزءِ في المليون» ويفضل من حوالي 150 إلى حوالي 3000 جزءِ في المليون ؛ في حين أن تركيز كبربتيد الهيدروجين في wile التكوين بعد حقن تركيب مائع الحفر يقل إلى قيمة في نطاق من حوالي 1 إلى 1000 جزءٍ في المليون» ويفضل أن يكون من حوالي 2 إلى حوالي 500 جزء في المليون؛ وبفضل أن يكون من حوالي 5 إلى حوالي 100 جزء في المليون. في تجسيد آخرء يتم إنتاج مائع التكوين لمدة ساعة واحدة على الأقل؛ Juang على الأقل ساعتين؛ ولكن لا تزيد عن 4 ساعات؛ حيث لا يزيد تركيز كبريتيد الهيدروجين في مائع التكوين عن 40 جزءِ في المليون» وبفضل ألا يزيد عن 30 جزءٍ في المليون» وبفضل ألا يزيد عن 20 جزءٍ في المليون؛ وبفضل ألا يزيد عن 10 جزءٍ في المليون؛ وبفضل ألا يزيد عن 5 جزءٍ في المليون؛ وبفضل ألا يتجاوز 2 جزءٍ في المليون. كما هو مستخدم هناء يشير المصطلح "حفرة TA إلى جزء مغلف أو غير مغلف من بئر نفط / 5 غازء أي حفرة cil) التي تواجه مادة الأساس للتكوين الجيولوجي تحت الأرضي. قد يكون لحفرة البثر جز حفرة بئر رأسيء أفقي و/ أو متعدد الجوائب. تشير حفرة البئر "الأفقية' كما هو مستخدم هنا إلى حفرة A) التي يوجد بها gia واحد على الأقل مواز بشكل جوهري لسطح الأرض. Wiad تشير حفرة Ad 'متعددة الجوانب" كما هو مستخدم هنا إلى حفرة gh لها فتحة fo رئيسية ومجموعة من الفتحات الفرعية المتشعبة من فتحة البئر الرئيسية؛ حيث يمكن أن تكون حفرة all 0 الرئيسية عبارة عن حفرة J رأسية او فتحة بئر افقية. قد تختلف درجة حرارة حفرة البثر في النطاق من حوالي 50 إلى حوالي 200 درجة مئوية؛ أو من حوالي 80 إلى حوالي 190 درجة مئوية؛ أو من حوالي 100 إلى حوالي 170 درجة مثئوية. بالتالي؛ يفضل ان يتحمل تركيب مائع الحفر درجة حرارة تتراوح بين حوالي 50 إلى 200 درجة مئوية؛ ويفضل من حوالي 80 إلى 190 درجة مئوية؛ ويفضل من حوالي 100 إلى حوالي 170 درجة Asie
في بعض التجسيدات»؛ تحتوي حفرة ll على انبوب تبطين مصنوع من معدن واحد على الأقل يتم اختياره من المجموعة التي تتكون من الفولاذ المقاوم للصداً والألومنيوم والتيتانيوم. يظهر on من انبوب التبطين في الشكل 3 وبناءً على ذلك؛ فإن معدل تآكل انبوب التطبين الذي يظهر في الشكل 3 لا يزيد عن 0.0029 كغم /متر gaye (0.0006 رطل / قدم 2)؛ ويفضل ألا يزيد عن 0.0027كغم /متر gore )0.00055 رطل / قدم 2)؛ ويفضل ألا يكون أكثر من 0.0024 كغم /متر مريع )0.0005 ha) / قدم مريع)؛ بعد 6 إلى 8 ساعات؛ ويفضل الاتصال من 6 إلى 5 ساعات بتركيب مائع الحفر. أيضًاء قد لا يكون معدل JS في انبوب التبطين أكثر من 4 كغم /متر مريع )0.00084 رطل / قدم 2( ويفضل ألا يزيد عن 0.0039 كغم /متر مريع )0.0008 رطل / قدم 2)؛ ويفضل ألا يزيد عن 0.0036 كغم /متر مربع )0.00075 0 رطل / قدم 2)؛ بعد 24 إلى 30 ساعة؛ ويفضل بعد الاتصال لمدة 24 إلى 26 ساعة بتركيب مائع الحفر. لذلك؛ فإن وجود copper nitrate في المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين لا يكثف / يعزز جوهرياً بشكل مفضل من معدل التأكل لانبوب التطبين عندما يتعرض لتركيب مائع الحفر. وفقًا لهذا التجسيد؛ يتم تحديد معدل التأكل عند درجة حرارة تتراوح بين 80 إلى 120 درجة مئوية؛ ويفضل أن تكون 90 إلى 110 درجة مئوية» ويفضل حوالي 100 درجة مئوية؛ وضغط يتراوح بين 5 200 إلى 400 رطلء ويفضل أن يكون 250 إلى 350 رطل؛ ويفضل حوالي 300؛ عندما يتعرض انبوب التبطين لمزيج غازي يحتوي على 78 بالحجم إلى 712 بالحجم؛ ويفضل حوالي 0 7 بالحجم من لكبريتيد الهيدروجين ¢ 8 7 بالحجم إلى 712 بالحجم؛ يفضل حوالي 710 بالحجم من ثاني أكسيد الكريون» 775 بالحجم إلى 785 بالحجم؛ ويفضل حوالي 780 بالحجم من نتروجين. في تجسيد آخرء يتم تحديد معدل JS لانبوب التبطين؛ عند تعرضه لتركيب مائع 0 الحفر في درجات حرارة وضغوطات قاع jill في حفرة idl من خلال 6111-97 ASTM من الأفضل ألا تزيد النسبة المئوية لخسارة المائع القاعدي المائي أثناء حقن تركيب مائع الحفر عن 75.0 بالحجم؛ ويفضل ألا تزيد عن 72.0 بالحجم؛ ويفضل ألا تزيد عن 71.0 بالحجم؛ وبفضل ألا تزيد عن 70.5 بالحجم؛ ويفضل ألا تكون أكثر من 70.1 بالحجم؛ نسبة إلى إجمالي حجم تركيب مائع الحفر. يشير مصطلح " النسبة المئوية للخسارة" كما هو مستخدم هنا إلى نسبة 5 .- مثوية لحجم المائع القاعدي المائي المسرب مقارنة بالحجم الكلي لتركيب مائع الحفر. في spn hg ذلك؛ من المفضل ألا يزيد مقدار الانخفاض في نفاذية التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض 71 بعد حقن تركيب مائع الحفر عن 75؛ ويفضل ألا يزيد عن 2 ويفضل ألا يكون أكثر من بالنسبة للنفاذية الاولية للتكوين الجيولوجي تحت الأرض (أي النفاذية قبل الحقن). على سبيل عن مادة مكمن Ble في أحد التجسيدات؛ يكون التكوين الجيولوجي الموجود تحت الأرض (Jal) تكون نفاذية التكوين الجيولوجي الموجود تحت Cua (Berea تقليدي (مثل الحجر الرملي في 5 الأرض قبل الحقن في حدود 120 إلى 180 ملي دارسي؛ وبفضل أن تكون 130 إلى 170 ملي دارسي؛ والأفضل ان تكون 140 إلى 160 ملي دراسي ؛ في حين أن نفاذية التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض بعد الحقن يتراوح مداها بين 100 و180 ملي دارسي ويفضل من 110 إلى ملي دراسي؛ والأفضل من 120 إلى 150 ملي دارسي. في تجسيد آخرء يكون التكوين 0
0 الجيولوجي الجوفي عبارة عن مكمن غير تقليدي Jie) الحجر الرملي 501010)؛ حيث تكون نفاذية التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض قبل حقن تركيب مائع الحفر في حدود 1 إلى 10 ملي دارسي؛ ويفضل 2 إلى 8 ملي دارسي؛ والأفضل أن تكون من 3 إلى 6 ملي دراسي؛ في حين تكون نفاذية التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض بعد الحقن في حدود 0.5 إلى 10؛ ويفضل أن تكون من 1 إلى 7 ملي دارسي؛ والأفضل من 2 إلى 5 ملي دراسي.
15 لأسباب اقتصادية وبيئية؛ يمكن تنقية تركيب مائع الحفر وإعادة تدويره. في ضوء ذلك؛ تتم إزالة كسور الحفر الكبيرة من خلال عملية غريلة؛ على سبيل المثال؛ بتمرير تركيب مائع الحفر عبر واحد أو أكثر من المرشحات الاهتزازية؛ وتتم إزالة قطوع دقيقة اختيارياً بتمرير تركيب مائع الحفر عبر أجهزة طرد مركزي أو مرشحات لها شبكة صغيرة حجم. يمكن استخلاص Copper nitrate من تركيب مائع الحفر قبل أو بعد عملية النخل. بعد ذلك؛ يمكن تمرير تركيب مائع الحفر داخل
20 خفة البئثر. في بعض التجسيدات؛ يتم تمرير تركيب مائع الحفر داخل حفرة البثر لمدة 30 دقيقة على الأقل؛ ويفضل أن تكون على الأقل sad ساعة؛ ولكن لا تزيد عن 3 ساعات؛ ويفضل ألا تزيد عن ساعتين بعد الحقن. على نحو مفضل؛ قد لا يصبح تركيب مائع الحفر أكثر لزوجة أو يتحول إلى مادة صلبة أثناء تمرير تركيب مائع الحفر. Ug لجانب ثالث؛ يتعلق الاختراع الحالي بطريقة لتكسي التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض.
تتضمن الطريقة حقن تركيب مائع الحفر في التكوين الجيولوجي الموجود تحت Gal من خلال
حفرة ll للتكسير ولتشكيل الشقوق في التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض. وفقًا لذلك؛ يمكن حقن تركيب مائع الحفر عند ضغط لا يقل عن 6894.76 كيلوياسكال )1000 رطل/بيوصة (danse على الأقل أو 13789.51 كيلوباسكال )2000 رطل/يوصة مريعة) على الأقل أو 7 كيلوباسكال )3000 رطل/بوصة مريعة) على الأقل أو 27579.03 كيلوباكسال (4000 رطل/ بوصة مربعة) على الأقل أو 34473.79 كيلوياكسال )5000 رطل/بوصة مربعة)
على الأقل أو 37921.17 كيلوباسكال )5500 رطل/بوصة مربعة) على الأقل أو 41368.54 كيلوياسكال )6000 رطل/بوصة مريعة) على الأقل 44815.92 )6500 رطل / بوصة مريعة)؛ على الأقل 48263.3 )7000 رطل لكل بوصة مربعة)؛ ولكن ليس أكثر من 68947.57 كيلوياسكال )10000 رطل لكل بوصة (aye لتكسير التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض.
0 في تجسيد آخرء يتم حقن تركيب مائع الحفر عند ضغط أعلى من ضغط التكسير؛ أي الضغط الذي يكون التكوين الجيولوجي فوقه عرضة للتشقق. يعتمد ضغط الحقن على نوع التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض؛ وهو معروف لدى المتمرسين في التقنية. في ضوءٍ ذلك؛ من المفضل أن يتحمل تركيب مائع الحفر ضغطًا لا يقل عن 55158.06 )8000 رطل/بوصة «(danse وبفضل أن يكون 68947.57 كيلوباسكال )10000 رطل/بوصة مربعة) على الأقل؛
5 وبفضل أن يكون 103421.36 كيلوباسكال ( 15000 رطل/بوصة مربعة) على (dN) دون أن ينفصل أو يتفكك الطور. في تجسيد مفضل؛ عندما يتلامس مائع التكوين المحتوي على كبريتيد الهيدروجين مع تركيب مائع الحفرء والذي يستخدم لتكسير المكمن؛ يتفاعل جزء من كبريتيد الهيدروجين الموجود في مائع التكوين مع المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين» وخاصة مع copper nitrate الموجودة في
0 المادة الكاسحة لكبريتيد الهيدروجين؛ وبالتالي يتم تشكيل copper sulfide من خلال مسار التفاعل كما هو موضح في المعادلة )1( يشير مصطلح "التكسير" أو "التصديع” كما هو مستخدم الاختراع الحاليإلى عملية لبدء تكسير في صخر التكوين ثم نشره عن طريق استخدام ضغط المائع كمصدر للطاقة. Gay لذلك» يمكن تشكيل تكسير هيدروليكي عن طريق ضخ مائع حفر (أي تركيب مائع الحفرء في واحد أو أكثر من
5 تجسيداته) في حفرة البئثر بضغط كافٍ لزيادة الضغط في قاع البئر إلى dad تتجاوز الضغط اللازم
لتكسير صخرة التكوين. يؤدي الضغط إلى تكسير صخرة التكوين؛ وبالتالي السماح لمائع الحفر بالدخول وتوسيع التشقق بشكل اضافي في صخرة التكوين. بعد التكسير بالضغوط العالية؛ يسمح التكوين الذي تم تكسيره باستخلاص مزيد من الهيدروكريونات Jie) الميثان والمكثفات والإيثان والزيت) و/ أو الماء نظراً لأن جدران التكوين تكون مسامية أكثر. يمكن القيام بالتكسير في الآبار الرأسية والآبار المائلة وفي الآبار المحفورة أفقياً. بالإضافة إلى ذلك؛ يمكن إجراء التكسير في المكامن التقليدية أو غير التقليدية. كما هو مستخدم هناء قد يشير المصطلح "المكمن التقليدي" إلى المكمن الذي تعمل فيه قوى الطفو على ابقاء الهيدروكريونات في مكانها أسفل صخر الغطاء الاغلاقي. عادة ما تسمح خصائص التكوين والمائع للمكامنا التقليدية بتدفق النفط أو الغاز الطبيعي بسهولة إلى الآبار. من امثلة المكمنو التقليدي الحجر الرملي بيريا. في المقابل؛ قد يشير Sal 0 غير التقليدي" إلى المكمن الذي يمكن فيه توزيع الغاز في جميع أنحاء المستودع على مقياس الحوض» والذي تكون فيه قوى الطفو أو تأثير عمود الماء على موقع الهيدروكريونات داخل المكمن غير كافية لخلق تدفق النفط أو الغاز الطبيعي داخل حفرة البثر بسهولة. من امثلة المكمن غير تقليدي الحجر الرملي 561010. تهدف الأمثلة أدناه إلى توضيح البروتوكولات الخاصة بتركيب مائع الحفر بشكل اضافي؛ ولا يقصد ge 5 تقييد نطاق عناصر الحماية. Judi 1 يوضح المثال التالي تركيب wile الحفر والخواص التميعية لمائع الحفر بناءً على معيار LAP أظهرت النتائج أن إضافة copper nitrate بتركيز كتلي 2.85 كغم/متر مكعب )1.0 رطل / برميل) (كغم من copper nitrate لكل jie مكعب واحد من مائع الحفر) حسن كلا من 0 خواص كسح كبريتيد الهيدروجين دون التأثير على الخواص التميعية. Lad أظهرت تجارب التعادل أن غاز مائع الحفر المطور لديه حوالي ثلاثة أضعاف قدرة امتصاص كبريتيد الهيدروجين عند مقارنته بقدرة الامتصاص لمائع triazine التقليدي )5143 ملغ كبريتيد الهيدروجين / مل من المائع المطور و1666 ملغ كبريتيد الهيدروجين / مل من المائع القائم على (triazine علاوة على ذلك؛ تم زيادة نسبة نقطة الخضوع / اللزوجة اللدنة لهذا المائع المطوّر بنسبة 720 تقريبًا 5 دون التأثير على سلوك الجهد والانفعال له في وضع القص. قد وجد ان معدل التأكل في مائع
الحفر المطوّر (gf) Sia 0.0041 باسكال )0.00060 رطل / قدم 2) بعد 6 ساعات و Jub 0.0057 )0.00084 رطل / قدم 2) بعد 24 ساعة عند 100 درجة مئوية). أظهر اختبار التأكل القياسي (N2 1125 + CO2) للصيغة المطورة أن معدل التآكل كان 0.0053 باسكال )0.00077 Jha) / قدم 2) بعد 6 ساعات عند 100 درجة مثوية. المثال 2 تم تحضير مائع الحفر بخلط 1.5 غرام من XC—polymer (كمعدل لزوجة)؛ و6.0 غرام من النشا (كعامل تحكم في تسرب المائع)» و30.0 غرام من calcium carbonate (كعامل تثقيل)؛ مع الماء المقطر. بالإضافة إلى ذلك؛ تم ادخال بعض المواد المضافة الأخرى كما هو موضح في الجدول 1. 0 جدول 1: صيغة مائع الحفر بمقياس المعمل
ماء مقطر 308 aba
مزيل الرغوة 3 سم مكعب aba 5 XC-polymer
Las 6.00 جرام
KCI 80 جرام
KOH 0.30 جرام
aha 0.25 Sodium sulfide
83 (50 ميكرومتر) 30 جرام
— 2 3 — يوضح الشكل 1 سلوك الجهد والانفعال لمائع الحفر عند 48.8 درجة مئوية )120 درجة فهرنهايت). ولقد وجد أن مائع الحفر له كثافة تقدر بحوالي 1150.3 كغم/متر مكعب (9.6 رطل لكل جالون) » ولزوجة لدنة تبلغ حوالي 10 سنتي Me ¢ ونقطة خضوع تبلغ حوالي 0.768 كغ/ متر مريع (16 رطل / 100 قدم) مريع؛ و10 ثوان؛ وقوة هلام 10 دقائق تبلغ 0.192 و 0.4 كغم/متر Ee (4 و5 رطل / 100 قدم مريع) ¢ على الترتيب . تم سرد هذه الخواص التميعية في
الجدول 2 وكذلك الشكل 2. تم قياس الخواص التميعية عند 48.8 درجة مئوية )120 درجة فهرنهايت) وفي الضغط الجوي. الجدول 2. الخواص التميعية لمائع الحفر القائم على الماء مع copper nitrate (sug 2.85 كغم/متر مكعب )1.0 رطل / برميل) عند 48.8 درجة مئوية )120 درجة فهرنهايت).
الخواص التميعية طين مائي تترا النحاس + le طين
36 36 R600
27 26 R300
23 22 R200
17 12 R100
5 5 R6
4 4 R3
اللزوجة اللدنة ستيبويز 10 9
نقطة الخضوع؛ كغم / متر مريع 0.768 0.864
— 3 3 —
هلام عند 10 ثانية؛ كغم / متر مريع 0.192 0.192
هلام عند 10 دقائق؛ كغم / متر مريع 0.4 0.4
هلام عند 30 دقيقة؛ رطل / 100 قدم مريع 0.192 0.192 بعد إضافة 1.0 غرام من copper nitrate (كمادة كاسحة لكبرتيد الهيدروجين)؛ لم يلاحظ أي تغيير تقريبًا في سلوك جهد وانفعال مائع الحفر. يظهر الشكل 1 سلوك جهد وانفعال مائع الحفر في وضع القص. ومع ld زادت نسبة نقطة الخضوع / اللزوجة اللدنة من 0.0768 إلى 0.096
كغم /متر مريع (1.6 إلى 2.0 رطل / 100 قدم مربع) / سنتي بويز» lly لا تزال مناسبة لعمليات تنظيف الحفرة. لم يكن هناك أي تغيير في 858 الهلام عند 10 ثانية و10 دقيقة؛ كما هو مبين في الشكل 2 مثال 3 لتقييم اختبار Js ¢ تم غمر عينة من انبوب تبطين » كما هو موضح في الشكل 3 بمائع الحفر 0 الذي يحتوي على copper nitrate قدرها 2.85 كغم/متر مكعب (1.0 رطل / برميل) لمدة 6 ساعات عند 100 درجة مئوية و300 رطل. وقد وجد أن معدل التأكل كان صغيرا جداء 0.004 باسكال (0.00060 رطل / قدم 2( بعد 6 ساعات من التعتيق تم تكرار الاختبار بنفس الظروف لمدة 24 ساعة وكان معدل التأكل 0.0057 باسكال )0.00084 dh) / قدم 2) بعد 24 ساعة. تم إجراء التأكل القياسي Wad باستخدام الأوتوكلاف عند 3447.38 باسكال )500 رطل/ قدم 5 مريع) (210 من 10 + 8071125 + 002 (N27 لمدة 6 ساعات عند 100 درجة Bdge وجد ان معدل Js هو (0.00077 رطل / قدم مريع) بعد 6 ساعات. La, لهذه call فإن cOpper nitrate ليست مادة مضافة مسببة JST أنبوب الحفر أو انبوب التبطين عندما تستخدم كمادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين في موائع الحفر . مثال 4
— 4 3 — أجريت تجارب التعادل في سحاحة 50 مل باستخدام قرص مزجج 60-40 ملم. تم وضع مليلتر واحد من كل من الموائع الثلاثة (مائع قاعدي بدون sale كاسحة لكبريتيد الهيدروجين؛ مائع قاعدي مع «triazine ومائع قاعدي مع (Cu(NO3)2.5H20 copper nitrate في السحاحة عند درجة حرارة الغرفة )1322 درجة مئوية) وتم تمرير 50 ohn في المليون من كبربتيد الهيدروجين المخفف في غاز الميثان إلى الأعلى من خلال السحاحة بمعدل تدفق 1 لتر / دقيقة. تم الكشف عن خروج غازات كبريتيد الهيدروجين leg باستخدام عداد غاز من نوع MUiRAE أظهرت العينة الأساسية قدرة تشبع لكبريتيد الهيدروجين بعد 7 دقائق؛ وتصلب المائع بعد 80 دقيقة من الحقن المستمر لكبريتيد الهيدروجين. أظهر المائع القاعدي مع المادة الكاسحة ل triazine التقليدية التعادل بعد 20 دقيقة؛ وتصلب السائل بعد 125 دقيقة. ومع ذلك؛ أظهر السائل المطوّر 0 68 دقيقة من الامتصاص المستمر لكبربتيد الهيدروجين ومع زيادة طفيفة فقط في تركيز خروج كبريتيد الهيدروجين بعد ذلك؛ وتم تصليب المائع بعد حوالي 170 دقيقة من الحقن المستمر لكبريتيد الهيدروجين. تم قياس قدرة الامتصاص للمائع المطور وقد بلغت ga 5143 ملغ من كبريتيد / مل من المائع في حين كان للمائع القاعدي قدرة امتصاص تبلغ حوالي 503 ملغ من كبربتيد / مل وكان للمائع الذي يحتوي على triazine قدرة امتصاص تصل إلى حوالي 1666 ملغ من [aS مل. وتظهر هذه النتائج في الشكل 4. يكون التفاعل بين 501706 hydrogen و copper nitrates على النحو التالى: Cu(NO3)2 — 005 + 3 + 125 تم ترشيح copper sulfide المشكل وفصله عن المائع القاعدي solely توليده مع nitric acid الساخن. كما تم الحصول على الكبريت العنصري كراسب أبيض. تم التحكم في درجة حرارة ووقت 0 التتوليد لاختزال copper sulfide إلى كبريت عنصري ولمنع أكسدة الكبربت إلى «sulfuric acid كما هو موضح في مسار التفاعل التالي: 8HNO3 — 3Cu(NO3)2 + NO2 + 35 + 0 + 3005
Claims (1)
- عناصر الحماية 1- طريقة jal تكوين جيولوجي تحت الارض «subterranean geological formation تتضمن: تحربك لقمة حفر Fill bit لتكوين حفرة بئثر في التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض ومن ثم إنتاج مائع تكوين يحتوي على كبريتيد الهيدروجين «Hydrogen sulfide و حقن تركيب مائع حفر drilling fluid في التكوين الجيولوجي الموجود تحت الارض من خلال حفرة yull ¢ حيث يتضمن تركيب مائع الحفر مائع قاعدي مائي «aqueous base fluid معدل لزوجة «viscosifier و مادة كاسحة لكبريتيد الهيدروجين تتضمن «copper nitrate و حيث Je lin نترات النحاس cOpper nitrate الموجودة في تركيب مائع الحفر مع كبريتيد الهيدوجين الموجود في مائع التكوين لتكوين كبريتيد النحاس .copper sulfide 2- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1 حيث تكون حفرة البثر عبارة عن حفرة بئر افقية او متعددة 5 الجوانب. 3- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1؛ حيث تتراوح درجة حرارة حفرة البثر من 50 الى 200 درجة sie 4— الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1؛ 0 حيث تحتوي ull Bia على انبوب تبطين CASING مصنوع من معدن واحد مختار من المجموعة التي تتكون من الصلب المقاوم للصداً «stainless steel الألومنيوم 707 والتيتانيوم «titanium و حيث لا يزيد معدل تأكل انبوب التبطين عن 0.00293 كغم/متر مريع )0.0000 رطل/قدم مريع) بعد 6 ساعات من التلامس مع تركيب مائع الحفر.— 6 3 — 5- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 4؛ حيث لا يزيد معدل التآكل لانبوب التبطين عن 0.0041 كغم /متر مريع (0.00084 رطل/قدم مريع) بعد 24 ساعة من التلامس مع تركيب مائع الحفر. 6- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1؛ حيث يتم انتاج مائع التكوين لمدة تتراوح من 1 ساعة إلى 4 cele و بحيث بعد حقن تركيب مائع الحفر في التكوين الجيولوجي تحت الارض لا يزيد تركيز كبريتيد الهيدروجين Hydrogen Sulfide في مائع التكوين عن 40 جزءِ في المليون. 7- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1؛ تتضمن بشكل اضافى: 0 تمرير تركيب مائع الحفر داخل حفرة البثر لمدة تتراوح من 30 دقيقة إلى 3 ساعات؛ بعد الحقن. 8- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية 1؛ تتضمن بشكل اضافى: استرداد كبريتيد النحاس copper sulfide الذي يتشكل عند ما يتفاعل نترات النحاس copper 686 المتواجد في تركيب مائع الحفر مع كبريتيد الهيدروجين Hydrogen Sulfide المتواجد 5 في مائع التكوين ؛ و dallas ال copper sulfide بحمض النتريك nitric acid لإعادة توليد Law copper nitrate يتم في نفس الوقت تشكيل الكبريت العنصري .elemental sulfur 9- الطريقة وفقا لعنصر الحماية 1؛ حيث بعد حقن تركيب مائع الحفر في التكوين الجيولوجي 0 تحت الأرض وإنتاج مائع التكوين لمدة تتراوح من 1 ساعة إلى 4 ساعات؛ لا يزيد تركيز كبربتيد الهيدروجين في مائع التكوين عن 20 جزءِ في المليون.م فك { { { { Y Si pt & “ 8 ب - 2 . ada erent] قاعدى whe مع كاسحة s Fe bo HS لمحي نت ٍ i 1 of 3 A \ + i { i لايس مح nnn ال 7 as { Y a x a x Co SORE 3 4 i SS i LW eee : Yai Xs ~- م { 4 Rn سيد ~ ل a - { ليب Y ٠ i we > > واي 3 ين i > on : ٍ { - § x ¥ ا خآ درا مدق و 8 { > 3 4 u “ { ا < 0 3 مائع قاعدي ماني يدون كاسمة HS \ 3 بت x > oy = di Youd { = 3 1 bo 3 NS 8 & 8 { { Y { جح ححا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا احا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا حا ححا ا حا ® ٠ ١ ٠ Yas + ££ Sua Nora Vo + ow owI. 5 معدل القص:؛ لفه في Adal ف * جع is 3- gy 7 } : لي ا AREER 0 قم ميع ofl edly— 3 9 — be ١ ; "0 \ NN a CL a . = a vies‘ ola (gael ماتع . a : triazine 42 ماشع قاعدي ماني & 2 ماني i . 3 مانع 2 = > No 5 كاسجة dy- . قي بالا ٍ Sousa As le TE يب ٍ & 8 0 / . i & SSS 3 ا | 8 ذخ Nii ay Eo Son Ng 1H SR RE Tay 8 ES 3 8 لت ال NN : 2 Lo vo & &F 7 ا : § & A x { A $ & N : SY : 3 § & pd 3 ين 3 x 5 — rT : $ 1 oF El 3 § & :ا ابه ! ا : NF قاعدى ماد adla & HR : > ب اخ - Pog id 1 4 Ye ® & ا 1 & 3 ع & لي 4 i A - 1 5 i : a, $ F800 HS يدون كاسحة SF 8 BE ا 8 3 3 1 Fd 8 8 : ب 1 : F + & i § : i 1 خا J 3 5 : ihe > 8 #8 3 1 : yo { $8 § % 0 د بع I 8 # 0 3 3 3 8 &F x 8 8 : i Ya 1 ل ةا 8 م 2 & Ig § NN ¥ ® : i § Ny 2 ¥ i : i £ 1 Se © ٍ ob sow & الما a... } 8 3 : جا - طم اج : - TTT : \ PAS كباتك ye, ٠ ما po . Cah Te ya A Ye YT > FO > * . i Lobe #١ لم (a الزمن (دقية Co ¢ شكلالحاضهة الهيلة السعودية الملضية الفكرية Swed Authority for intallentual Property pW RE .¥ + \ ا 0 § ام 5 + < Ne ge ”بن اج > عي كي الج دا لي ايام TEE ببح ةا Nase eg + Ed - 2 - 3 .++ .* وذلك بشرط تسديد المقابل المالي السنوي للبراءة وعدم بطلانها of سقوطها لمخالفتها ع لأي من أحكام نظام براءات الاختراع والتصميمات التخطيطية للدارات المتكاملة والأصناف ع النباتية والنماذج الصناعية أو لائحته التنفيذية. »> صادرة عن + ب ب ٠. ب الهيئة السعودية للملكية الفكرية > > > ”+ ص ب 101١ .| لريا 1*١ uo ؛ المملكة | لعربية | لسعودية SAIP@SAIP.GOV.SA
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15/724,809 US10301524B2 (en) | 2017-10-04 | 2017-10-04 | Method of drilling a substerranean geological formation with a drilling fluid composition comprising copper nitrate |
| PCT/IB2018/001241 WO2019069133A1 (en) | 2017-10-04 | 2018-10-04 | METHOD FOR DRILLING UNDERGROUND GEOLOGICAL FORMATION WITH A DRILLING FLUID COMPOSITION COMPRISING COPPER NITRATE |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SA520411565B1 true SA520411565B1 (ar) | 2023-01-26 |
Family
ID=64665105
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA520411565A SA520411565B1 (ar) | 2017-10-04 | 2020-03-18 | طريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الأرض باستخدام تركيب مائع حفر يتضمن نترات النحاس |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US10301524B2 (ar) |
| SA (1) | SA520411565B1 (ar) |
| WO (1) | WO2019069133A1 (ar) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10301524B2 (en) * | 2017-10-04 | 2019-05-28 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method of drilling a substerranean geological formation with a drilling fluid composition comprising copper nitrate |
| US20220213375A1 (en) * | 2021-01-04 | 2022-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Spent jet-engine oil as drilling lubricant |
| US20230050823A1 (en) * | 2021-07-30 | 2023-02-16 | Ohio State Innovation Foundation | Systems and methods for generation of hydrogen by in-situ (subsurface) serpentinization and carbonization of mafic or ultramafic rock |
| CA3169248A1 (en) * | 2021-08-05 | 2023-02-05 | Cenovus Energy Inc. | Steam-enhanced hydrocarbon recovery using hydrogen sulfide-sorbent particles to reduce hydrogen sulfide production from a subterranean reservoir |
| US11453813B1 (en) | 2022-05-24 | 2022-09-27 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Diesel invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation |
| US11746278B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-09-05 | King Fahd University Of Petroleum And | Method of removing sulfide-containing scale |
| US11708517B1 (en) | 2022-07-05 | 2023-07-25 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation |
| US20240218273A1 (en) * | 2022-12-30 | 2024-07-04 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Zinc-based sulfur compound scavenger with reduced solids deposition |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3171811A (en) | 1961-12-08 | 1965-03-02 | Lignosol Chemical Ltd | Well drilling fluids |
| US3506572A (en) | 1966-05-25 | 1970-04-14 | Dresser Ind | Drilling mud composition and process |
| US3928211A (en) * | 1970-10-21 | 1975-12-23 | Milchem Inc | Process for scavenging hydrogen sulfide in aqueous drilling fluids and method of preventing metallic corrosion of subterranean well drilling apparatuses |
| FR2432887A1 (fr) | 1978-08-08 | 1980-03-07 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'epuration d'un gaz contenant du sulfure d'hydrogene |
| US4778007A (en) * | 1987-01-05 | 1988-10-18 | Shell Oil Company | Producing sour natural gas |
| US4871024A (en) * | 1988-08-01 | 1989-10-03 | Baker Performance Chemicals Inc. | Fluid for treatment of a subterranean well for enhancement of production |
| NO308138B1 (no) | 1998-10-06 | 2000-07-31 | Norske Stats Oljeselskap | H2S-fjerning i boreslam |
| CN1132900C (zh) | 2000-07-21 | 2003-12-31 | 石油大学(北京) | 一种液态烃硫化氢脱除剂的制备方法及其再生方法 |
| US6428761B1 (en) | 2000-09-29 | 2002-08-06 | Engelhard Corporation | Process for reduction of gaseous sulfur compounds |
| JP4133640B2 (ja) | 2003-07-17 | 2008-08-13 | 理研計器株式会社 | 硫化水素ガス検知材 |
| US20090145849A1 (en) | 2005-07-12 | 2009-06-11 | Diversified Industries Ltd. | Solution and method for scavenging sulphur compounds |
| US20110100630A1 (en) * | 2009-11-02 | 2011-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of Mitigating Corrosion Rate of Oilfield Tubular Goods |
| US8822386B2 (en) | 2010-06-28 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids |
| WO2013158164A1 (en) | 2012-04-19 | 2013-10-24 | Mcclung Guy Lamont Iv | Controlling hydrogen sulfide production in oilfield operations |
| US9605194B2 (en) | 2012-05-30 | 2017-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and method for treating out hydrogen sulfide and preventing settling of precipitate in an environmentally responsible drilling and packer fluid |
| CN103506071B (zh) | 2012-06-19 | 2015-09-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于吸附天然气尾气中硫化氢和羰基硫的洁净剂及其制备方法 |
| WO2015016889A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibitor intensifiers for corrosion resistant alloys |
| US9441092B2 (en) | 2014-01-31 | 2016-09-13 | Innophos, Inc. | Hydrogen sulfide scavenger |
| US20150354323A1 (en) * | 2014-06-10 | 2015-12-10 | Clearwater International, Llc | Non-alkyl pyridine sour corrosion inhibitors and methods for making and using same |
| US10301524B2 (en) * | 2017-10-04 | 2019-05-28 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method of drilling a substerranean geological formation with a drilling fluid composition comprising copper nitrate |
-
2017
- 2017-10-04 US US15/724,809 patent/US10301524B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2018
- 2018-10-04 WO PCT/IB2018/001241 patent/WO2019069133A1/en active Application Filing
-
2019
- 2019-03-20 US US16/359,129 patent/US10501676B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2019-03-20 US US16/359,100 patent/US10479919B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2020
- 2020-03-18 SA SA520411565A patent/SA520411565B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US10501676B2 (en) | 2019-12-10 |
| US20190100684A1 (en) | 2019-04-04 |
| US10479919B2 (en) | 2019-11-19 |
| US20190218442A1 (en) | 2019-07-18 |
| WO2019069133A1 (en) | 2019-04-11 |
| US10301524B2 (en) | 2019-05-28 |
| US20190218441A1 (en) | 2019-07-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SA520411565B1 (ar) | طريقة لحفر تكوين جيولوجي تحت الأرض باستخدام تركيب مائع حفر يتضمن نترات النحاس | |
| Wang et al. | Iron sulfide and removal in scale formation sour gas wells | |
| CN106221684A (zh) | 一种碳质泥岩防塌的强封堵钻井液及制备方法 | |
| NO346341B1 (no) | Metode for behandling av underjordisk formasjon | |
| AU2014303002B2 (en) | Reducing sugar-based sulfide scavengers and methods of use in subterranean operations | |
| Bezerra et al. | Scale management in deep and ultradeep water fields | |
| US20190270925A1 (en) | Method of drilling a subterranean geological formation | |
| Murtaza et al. | Optimum selection of H2S scavenger in light-weight and heavy-weight water-based drilling fluids | |
| Ahmed et al. | Incorporating steel-industry waste in water based drilling fluids for hydrogen sulfide scavenging | |
| Ahmed et al. | Investigation of using various quantities of steelmaking waste for scavenging hydrogen sulfide in drilling fluids | |
| Ahmed et al. | New application for Micromax in aqueous drilling fluids as a hydrogen sulfide scavenger | |
| Jordan et al. | Intergated Field Development for Effective Scale Control throughout the Water Cycle in Deep Water Subsea Fields (SPE94052) | |
| Budiman et al. | Seawater-Based Fracturing Fluid: A Review | |
| Rana et al. | Application of High-Density Brines in Drilling and Completion Fluids: Current Insights and Future Perspectives | |
| GB2610318A (en) | Multi-modal, low particle size distribution lost circulation material | |
| Elkatatny et al. | Assessment of using copper nitrate for scavenging hydrogen sulfide while drilling sour horizontal wells | |
| US12110447B1 (en) | Drilling fluid composition and method for removing hydrogen sulfide content using the same | |
| US11479707B1 (en) | Palm oil invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
| US11453813B1 (en) | Diesel invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
| US11479706B1 (en) | Mineral oil invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
| US11492534B1 (en) | Vegetable oil invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
| Fakhreldin | Durability of Portland cement with and without metal oxide weighting material in a CO2/H2S Environment | |
| WO2020028416A1 (en) | Composition and method for breaking friction reducing polymer for well fluids | |
| CN109439295A (zh) | 一种海水基清洁型钻井液 | |
| Hussein et al. | Fluid–Solid Interactions in Upstream Oil and Gas Applications |